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La Revista CIDET es una publicación de periodicidad semestral de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET), cuyo propósito es la divulgación de los adelantos, logros y retos científicos, profesionales, técnicos, regulatorios y normativos para el desarrollo y fortalecimiento del sector eléctrico Colombiano. La responsabilidad por los contenidos y opiniones de los artículos publicados en la revista recae exclusivamente sobre los autores. Los artículos publicados en la revista pueden ser reproducidos con fines académicos citando la fuente y autores.


EDITOR GENERAL

RUBÉN DARÍO CRUZ RODRÍGUEZ, Ph.D Director Innovación CIDET

COORDINACIÓN EDITORIAL LUZ ZORAIDA DÍAZ TOBÓN

Coordinadora Comunicaciones Estratégicas CIDET

MARTHA PATRICIA GIRALDO GIRALDO Comunicadora CIDET

CIDET

CARLOS ARIEL NARANJO VALENCIA Director Ejecutivo

RUBÉN DARÍO CRUZ RODRÍGUEZ, Ph.D Director Innovación

FEDERICO GUHL SAMUDIO Director Academia CIDET

JUAN PABLO ROJAS DUQUE Gerente CIDET Certificación

SANTIAGO TABARES JARAMILLO

Director Desarrollo y Gestión de Activos

SANDRA LUCÍA LOAIZA RÍOS Gerente Gestión Integral

LUZ ZORAIDA DÍAZ TOBÓN

Coordinadora Comunicaciones Estratégicas

COMITÉ EDITORIAL ROSS BALDICK, Ph.D Profesor e Investigador Universidad de Texas (EE.UU.) // CARMEN LUISA VÁSQUEZ, Ph.D Profesora e Investigadora Unexpo (Venezuela) // ARTURO GALVÁN DIEGO, Ph.D Profesor e Investigador Instituto de Investigaciones Eléctricas (México) // GERMÁN MORENO OSPINA, Ph.D Profesor e Investigador Universidad de Antioquia // HORACIO TORRES SÁNCHEZ, Ph.D Profesor e Investigador Universidad Nacional de Colombia // JORGE WILSON GONZÁLEZ SÁNCHEZ, Ph.D Profesor e Investigador Universidad Pontificia Bolivariana // JOHANN FARITH PETIT SUÁREZ, Ph.D Profesor e Investigador Universidad Industrial de Santander


08 11

Editorial Estudios de planeamiento para integración de energía eólica en colombia

Los gases de efecto invernadero y las altas fluctuaciones en el precio de los combustibles han hecho que la integración de nuevas tecnologías, como la incorporación de fuentes de energía eólica, sea inherente para diversificar la canasta energética y operar el sistema eléctrico de manera más eficiente, económica y confiable...

Diego Rodriguez MSc. Ingeniería Eléctrica / Karen J. Palacio B Especialista Sistemas de T&D

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Primera solución de bus de proceso para subestaciones de alta y extra alta tensión en Colombia

En línea con los últimos avances tecnológicos de los sistemas de control y protección de subestaciones eléctricas, HMV Ingenieros desarrolló el primer proyecto en Colombia con una solución de control y protección haciendo uso de equipos con capacidades de comunicaciones, instalados directamente en el patio de la subestación...

José Heriberto Franco HMV Ingenieros / Juan David Garcia HMV Ingenieros / Teresa Osorno HMV Ingenieros / César Augusto Latozefski HMV Ingenieros

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Reconfiguración del Sector Eléctrico Colombiano

En este trabajo, se plantea la necesidad y ventajas del reconocimiento de un actor del Sector Eléctrico Colombiano No - Visible. Se evidencia cómo en la configuración aceptada no se le reconoce...

Antonio Bernal Acosta Magíster en Estudios y Gestión del Desarrollo

40

Cronología de las FNCER en Colombia año 2015 Parte I

El calentamiento global del planeta debido principalmente a las emisiones de gas tipo invernadero por el crecimiento económico de las naciones y la calidad de vida de la civilización, han llevado al deterioro gradual del medio ambiente...

Francisco Javier Vargas Marín Doctor ingeniería UNAL

51

Capacidad explicativa del ciclo económico colombiano, a partir de los indicadores líderes del mercado de la energía. ¿Choque de corto plazo o cambio estructural?

Este artículo tiene por objeto mostrar la evolución que en las dos últimas décadas se ha presentado en la demanda de fuentes de energía (energía eléctrica y gas natural), el crecimiento económico y la actividad industrial...

Romel Rodríguez Hernández Estudios Doctorales en Economía y Ciencias Sociales


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Método para Estudio del Campo Magnético en Subestaciones

En este documento se propone un modelo para evaluar el valor de Densidad de Campo Magnético Bxyz en todos los puntos de un corte vertical xy de una Subestación Eléctrica y así poder determinar el valor Bmax y definir su valor especialmente en sitios de acceso de personal...

Eugenio Betancur E. IE, PhD - HMV Ingenieros / Mario A. Suárez C IE, EspTyD - HMV Ingenieros

71

Metodología para el dimensionamiento y la selección del Interruptor de Potencia para Generadores (GCB) usando etap

El propósito de este artículo es presentar una metodología para el dimensionamiento y selección de un interruptor de potencia usado para protección de generadores (GCB); Para tal fin, se usa como caso de estudio el ejemplo incluido en el Anexo A de la IEEE C37.13 -1997 simulado en el software etap....

Rafael Franco Manrique. Esp, Ingeniero Líder de Ventas y Soporte Técnico Software etap / César Augusto Ramos. Ingeniero Auxiliar de Estudios en Sistemas de Potencia etap

77

Implementación de Gestión de Activos bajo PAS 55 en Plantas de Generación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad

Este trabajo muestra la aplicación de PAS55 en generación eléctrica, un Proyecto galardonado por el Instituto de Gestión de Activos (IAM). El proyecto tuvo un alcance de 26 plantas, planificado a 3 años, involucró alrededor de 200 personas directamente y 600 indirectamente...

José Bernardo Durán Máster en Ingeniería de Mantenimiento

85

Técnicas de Mitigación de Arco Eléctrico y Soluciones Propuestas por GE

Este documento describe las actualizaciones en materia de protección y mitigación del arco eléctrico efectuadas en las versiones más recientes de las normas NFPA 70 (NEC) y NFPA 70E, se indican los inconvenientes de selectividad que se presentan en los ajustes de coordinación de protecciones en las zonas de disparo instantáneo ...

Oscar A. Alvarado Pacheco Ingeniero Mecánico Electricista. / Alvaro Fernando Guerrero Especialista en gerencia estratégica denegocios, PMP.

93

Estado Actual y Desarrollo del Mercado MOM (Manufacturing Operations Management Software)

Las empresas modernas del sector Manufacturero están moviendo la mayoría de sus procesos de negocio por encima de plataformas digitales. En principio los nuevos procesos pueden ser aplicados directamente al entorno real de la empresa, o bien ser aplicados en una primera fase a una versión simulada de la empresa, así de comprobar – sin mayores costes – nuevas lógicas de actuación...

Alberto Damasio SIEMENS / Flavio Arssani SIEMENS / Rafael Pardo SIEMENS


99

Aplicación de las Transformadas Rápida de Fourier y Wavelet para el Análisis de Calidad de la Potencia en un Sistema de Distribución

En este artículo se presenta la aplicación de la Transformada Rápida de Fourier de Tiempo Corto (STFT de su nombre en Inglés) y de la Transformada Wavelet Discreta (DWT de su nombre en Inglés) para la detección de fenómenos de calidad de la potencia en redes de distribución...

Juan Camilo Toro Cadavid B. Sc. Universidad Nacional de Colombia, Medellín / Andrés Julián Saavedra-Montes Ph. D. Universidad Nacional de Colombia, Medellín./ Freddy Bolaños Martínez Ph. D. Universidad Nacional de Colombia, Medellín.

109

Simulación de un Caso Base de Microrred Utilizando el Software RAPsim

En este artículo se presenta la evaluación del software RAPsim, el cual es un programa de libre acceso para simular microrredes. En el artículo se destacan los algoritmos de solución de flujos de potencia y los modelos de cargas y fuentes de generación incluidos en la versión inicial del programa...

Santiago Díaz Sánchez Ingeniero electricista / Andrés Julián Saavedra Montes Doctor en Ingeniería Eléctrica

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Reducción de pérdidas eléctricas en conexiones planas

La conexión eléctrica de dos superficies planas de diferentes metales presenta múltiples inconvenientes, pero los más relevantes son los debidos a la corrosión galvánica y a los diferentes coeficientes de dilatación que generan esfuerzos mecánicos produciendo puntos calientes en la conexión....

John Jairo Zapata García Director General ATP (Applied Technology Products)

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Impacto del envejecimiento y la reducción del tamaño de los hogares en Colombia sobre las previsiones de la demanda de energía eléctrica y su dinámica de consumo

Este artículo tiene por objeto mostrar el impacto que en Colombia el envejecimiento y la reducción en el tamaño de sus hogares ha tenido sobre la estimación de la demanda de energía, así como sobre las previsiones de consumo futuro....

Romel Rodríguez Hernández Estudios Doctorales en Economía y Ciencias Sociales

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Implementación de la primera etapa del sistema de gestión energética en la industria mediante la utilización de herramientas CAD

Este artículo presenta una metodología para la implementación de la primera etapa del sistema de gestión energética aplicada al sector industrial. La recolección, almacenamiento y análisis de los datos técnicos de los procesos energéticos permiten mediante la utilización de herramientas CAD, visualizar y obtener la información coherente y coordinada en un modelo digital para caracterizar energéticamente una industria...

Paula Liliana Ceballos Hernández MecaniCAD S.A.S / Jhon Edison Ceballos Montoya MecaniCAD S.A.S

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¿Qué te trae FISE en su sexta versión?


“En esta edición de la Revista CIDET no podemos dejar de referirnos a uno de los grandes eventos de la industria colombiana que se celebra en noviembre de este año, la Feria Internacional del Sector Eléctrico: FISE edición 2015. Para CIDET, la Feria es la muestra por excelencia de la transformación que ha tenido el sector eléctrico y de la importancia que tiene para el desarrollo del país; por eso, para la celebración de nuestros 20 años, escogimos el marco de la Feria, que es testigo de nuestro trabajo por ser cada vez más competitivos y por aportar a nuestros asociados y clientes, soluciones innovadoras a través del aprovechamiento de conocimiento y tecnología de vanguardia. Como cada dos años, en FISE se dan cita un grupo de empresas visionarias y de vanguardia que ven la innovación como algo urgente y esencial. Son empresas que han pasado de la retórica a la acción, y que durante este evento y a lo largo de sus tres días, comparten la oferta de productos y servicios que han desarrollado como medio para generar aún más valor en la Industria del Sector Eléctrico. Muchas de las empresas que participan en esta feria, han desarrollado una oferta exitosa, al analizar los patrones de innovación en la industria y nos han enseñado su trabajo, edición tras edición. Ellos han realizado elecciones consideradas y conscientes para innovar de diferentes formas, han desmenuzado y analizado diversas experiencias, descubriendo cómo innovar sistemática y recurrentemente. En este sentido, saber dónde y en qué innovar es más importante que saber cómo innovar y para esto se requiere un gran entendimiento acerca de lo que los clientes y usuarios realmente aprecian y en dónde están las oportunidades de generar valor. Así mismo, en el hiper-conectado mundo actual, ninguna empresa lo puede hacer todo por sí misma. La existencia de redes les permite a las firmas conocer cómo aprovechar los procesos, tecnologías, ofertas, canales y marcas de eventuales compañías aliadas, esto es, prácticamente cualquiera y todos los componentes de un negocio. Escenarios como FISE, brindan a las empresas la oportunidad de encontrarse con clientes actuales y potenciales, determinar sus aspiraciones para desarrollar conexiones significativas con ellos, les permiten conocer competidores y aliados, y a partir de esta información, determinar cómo capitalizar las fortalezas propias mientras aprovechan las capacidades y activos de otros. En FISE se puede ver en qué se están enfocando los competidores y a partir de esto tomar mejores decisiones. ¿Qué está cambiando, ¿Quién está liderando la innovación en la industria?,¿Cuáles son las brechas de la industria en un contexto global?, ¿En qué espacios no está trabajando nadie?,¿Qué información se está menospreciando?, ¿Cómo se podría desafiar el statu quo?, ¿Cómo se podría aprender de otros?, ¿Cuáles son las brechas propias con los referentes de la industria? son ejemplos de las preguntas para las que FISE puede ser fuente de respuestas y de conocimiento. Para esto, FISE como fuente de conocimiento y un lugar donde discutir aspectos de vanguardia y casos de estudio, ha planteado un Evento Académico para, además de lo anteriormente mencionado, realizar contactos con expertos internacionales y debatir con sus pares a nivel nacional. Este evento académico girará en torno a la temática: “Nuevas formas de generar valor en la industria eléctrica”.

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En esta oportunidad el Evento Académico FISE edición 2015 quiere resaltar en primer lugar cómo la identificación de tendencias y perspectivas que son fundamentales para la elaboración de planes en cualquier ámbito. Es conveniente conocer los negocios que posiblemente sean más dinámicos en el futuro, los competidores que quizá se hagan más fuertes, las tecnologías que pueden ofrecer ventajas competitivas o las líneas de innovación más prometedoras. En este caso, se discutirán en tres sesiones (Foros de Presidentes del Evento Académico) las oportunidades de desarrollo tecnológico, económico y de negocios del sector eléctrico colombiano en el mediano y largo plazo, previstas por los líderes empresariales del sector en estos momentos al frente de Empresas Públicas de Medellín - EPM, ISAGEN, Interconexión Eléctrica S.A - ISA, HMV Ingenieros, Cables de Energía y Telecomunicaciones - CENTELSA, Empresa de Energía de Bogotá - EEB, Ingeniería Especializada - IEB, SIEMENS, CODENSA, EATON, ABB y CELSIA. Así mismo, durante este evento académico y gracias a las gestiones de uno de nuestros más importantes aliados, la Universidad Pontificia Bolivariana - UPB, se analizarán las posibilidades de sinergias y acciones intersectoriales para la generación de negocios de gran valor entre otros sectores y la industria eléctrica. Por esto, en la primera jornada del Evento Académico FISE edición 2015, se pretende presentar experiencias, perspectivas y casos de éxito en este sentido, pero sin realizar énfasis en los aspectos técnicos o tácticos, sino en los aspectos estratégicos (e.g. modelo de negocio, ajustes regulatorios, obstáculos y cuellos de botella por resolver, incertidumbres, etc.). Para esto se contará con Bill Conlon Ph. D., Fereidoon Sioshansi Ph. D. y Claudio Cañizares Ph. D., reconocidos expertos a nivel mundial en innovación, riesgo y prospectiva en la industria de la energía eléctrica. En la segunda jornada del evento académico, junto con James Larsen, Judith Schwartz y Seth Kiner, se analizará cómo entender las más profundas aspiraciones de los clientes y cómo utilizarlas para desarrollar conexiones significativas entre ellos y una empresa, desarrollando así una oferta exitosa de gran valor, esto es, innovando. En el caso del sector eléctrico, los clientes (usuarios finales) están empezando a demandar opciones más allá del mero suministro de electricidad, siendo cada vez más conscientes del impacto ambiental de su consumo y exigiendo “energía limpia” llegando incluso algunos, a estar interesados en participar como agentes activos o prosumidores. En el caso de la electrificación de comunidades vulnerables o aisladas, el logro de la sostenibilidad de la soluciones está yendo más allá de la tecnología y el acceso a la energía a nivel doméstico (iluminación, refrigeración, etc.), que muchas veces se ve tan sólo como una nueva cuenta por pagar, teniendo ahora que considerar las aplicaciones productivas que se potencien o mejoren por contar con electricidad, interpretando en este proceso la vocación y el potencial de la comunidad, además de su involucramiento en todas las fases del proceso en donde el fin último es mejorar el nivel de ingresos y la calidad de vida de la comunidad. Por todo lo anterior, en esta jornada del Evento Académico FISE edición 2015 se pretende discutir acerca de cómo impulsar efectivamente la innovación en la industria comprendiendo las necesidades, deseos, aspiraciones y sueños de los clientes, interpretados tanto de forma individual como comunidad. Sean ustedes bienvenidos a este, el evento más importante del sector eléctrico, a su muestra comercial, a su evento académico. La Revista CIDET se engalana para celebrar nuestros 20 años y nuestra sexta feria; los invitamos, como siempre, a leer acerca de las últimas investigaciones y avances de la industria, a través de estos artículos, llenos de expertos que buscan aportar su conocimiento y compartir su experiencia. A través de esta edición también presentamos un infográfico en el que se muestran las cifras más representativas de la Feria, para que ustedes, estimados lectores, puedan visionar lo que significa este evento, que construimos todos como sector eléctrico, que construimos como país.

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Estudios de planeamiento

para integración de energía eólica en colombia

Diego Rodriguez

MSc. Ingeniería Eléctrica Ingeniero de proyectos GERS

Karen J. Palacio B

Especialista Sistemas de T&D Ingeniera de proyectos GERS


Estudios de planeamiento para integración de energía eólica en colombia

L

os gases de efecto invernadero y las altas fluctuaciones en el precio de los combustibles han hecho que la integración de nuevas tecnologías, como la incorporación de fuentes de energía eólica, sea inherente para diversificar la canasta energética y operar el sistema eléctrico de manera más eficiente, económica y confiable. Actualmente en Colombia se han realizado estudios que muestran la Costa Caribe, específicamente la zona norte de la Alta Guajira, como un excelente foco de energía a partir del viento, llegándose a observar potenciales en esta zona de hasta 29 GW. Colombia es un país netamente hídrico-térmico y cuya regulación está dirigida en un gran porcentaje a este tipo de recursos. Es por esta razón que lineamientos para la incorporación de nuevas tecnologías, como la energía eólica, deben ser desarrollados de tal forma que se presente una integración segura de este recurso a la red. En este documento se muestran las características y parámetros principales que deben estar presentes al momento de realizar un estudio de conexión de energía eólica en el sistema colombiano.

Greenhouse gases and high fluctuations in fuel prices have made the integration of wind energy an important task to: diversify the energy basket and operate the bulk power system in an efficient, economic and reliable way. Currently, in Colombia, preliminary studies show the Caribbean coast, specifically the northern Alta Guajira region, as an excellent source of energy from wind. The potential in that zone reaches the 29 GW. Colombia´s regulation is purely based on hydro-thermal technology. As a result, guidelines for incorporating new technologies, such as wind power, must be developed to permit a safe integration between this renewable resource and the network. This document describes the main characteristics and parameters that must be considered for wind power integration in the Colombian system.

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Diego Rodriguez MSc. Ingeniería Eléctrica Ingeniero de proyectos GERS Karen J. Palacio B Especialista Sistemas de T&D Ingeniero de proyectos GERS

Palabras Clave

Planeamiento, parques eólicos.

Keywords

Planning, wind farm.


I. INTRODUCCIÓN En la actualidad existe un alto número de proyectos eólicos que han solicitado factibilidad técnica para conectarse al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Colombia. En este último año se suman alrededor de 29.500 MW [1] de potencial eólico en diversas zonas del territorio colombiano. Esta potencia es indispensable para aumentar la diversidad de la canasta energética ofreciendo ciertos beneficios: disponibilidad constante de diversos recursos, reducción de costo marginal de la energía, reducción de emisiones de CO2, entre otros. En vista de este panorama, se han venido adelantado estudios para la correcta conexión de ciertos parques eólicos en la zona norte del país dónde se presenta un alto potencial de vientos. Sin embargo, existen aún vacíos regulatorios con respecto a los estudios de planeación necesarios y definidos en los códigos de red, para la segura incorporación de este tipo de tecnologías. Al día de hoy, es importante determinar los requisitos que deberán cumplir los estudios preliminares de planeamiento para parques eólicos que se conecten al sistema eléctrico del país. Estos análisis están constituidos por una serie de estudios que garantizan una integración segura de turbinas eólicas (WTG) y que se presentan en las siguientes secciones.

las máquinas y las alternativas para la conexión. El segundo es un Análisis de Conexión, que muestra la respuesta del sistema ante la incorporación del nuevo WTG. La Figura 1a. muestra un diagrama de la zona de estudio antes de la conexión de las nuevas plantas; la Figura 1 b, muestra un diagrama con el nuevo parque conectado a la red de estudio que ejemplifica los pasos antes mencionados.

A)

II. ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Uno de los estudios con los que se determinan las condiciones operativas que garantizan el correcto desempeño de un sistema eléctrico es el estudio de flujo de carga. Este tipo de análisis permite determinar los perfiles de tensión en las principales barras del sistema, los flujos de potencia activa y reactiva en la red, el porcentaje de carga de cada circuito y las pérdidas del sistema, lo anterior tanto en condición normal de operación y de contingencia, de modo que se garantice una permanente alimentación de energía a la carga instalada manteniendo las variables del sistema dentro de los límites establecidos en la Resolución CREG 025 de 2005. Estos análisis consideran dos pasos fundamentales: El primero es un Análisis Preliminar, que define las condiciones eléctricas y operativas de la zona a la cuál será conectado el WTG, el tipo de control de

B)

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Figura 1. Pasos fundamentales de un estudio de flujo de potencia. a) Análisis preliminares b) Análisis de conexión

A. Análisis Preliminares Antes de observar el comportamiento de la red frente a la conexión de WTG se deben verificar: 1) Estado inicial del área Conocer requerimientos de inyección de potencia activa y reactiva en el área de estudio es una de las principales razones para promover la conexión de nuevas fuentes de generación. En este caso se debe verificar si existe carga no suplida, generación de seguridad, si los perfiles de tensión crean exigencia alguna en las nuevas unidades a incorporar y si la disposición actual de la red permite evacuar toda la energía producida por la nueva unidad. 2) Tipo de WTG a conectar Una vez identificadas las fortalezas/debilidades del sistema objetivo se procede a definir el tipo de WTG que compondrá los parques eólicos. Existen tecnologías que ofrecen diversas formas de inyección de potencia reactiva (Q), como se describe en la sección III A. Entre dichas formas de control de tensión, sobresalen el control por tensión objetivo, por factor de potencia (FP) constante [2] y por inyección de Q constante. En los escenarios en que la turbina no pueda proveer los niveles de Q exigidos para la conexión, se debe hacer uso adicional de bancos de compensación alternos. En el caso colombiano aún no existe una regulación definida con respecto al rango de Q o FP que debe poseer cada WTG, estos estudios se encuentran en su primera fase de desarrollo. 3) Alternativas de conexión Considerando lo establecido por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), y la Resolución CREG 106 de 2006 se deberán presentar mínimo dos alternativas de conexión independiente del tipo de tecnología de los generadores. En este grupo una de ellas debe corresponder exclusivamente a activos a cargo del generador. B. Análisis de Conexión Una vez finalizada la anterior etapa, los análisis de flujo de carga se encaminan a garantizar que ante condiciones normales de operación y bajo contingencia, la nueva inyección de potencia en el sistema nacional cumpla con los siguientes criterios:

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1) Nivel de Tensión La tensión en las barras no debe ser inferior al 90% ni superior al 105% o 110%, según el nivel de tensión, tal y como se establece en la Resolución CREG 025 de 2005. 2) Cargabilidad de los elementos de la red La cargabilidad de los activos existentes no debe sobrepasar el 100% de su capacidad nominal. Para el caso de las líneas se puede calcular según (1). En (1), es la corriente de operación e es la corriente máxima soportada por la rama.

(1) 3) Atrapamiento de energía La conexión de una nueva central de generación debe garantizar que toda la potencia activa existente en las unidades de la planta sea inyectada en el sistema, de tal forma que no se restrinja la potencia inyectada por unidades cercanas ya existentes y de costo de energía similar. En el caso de los WTG, el costo de la energía es cero ya que no se consideran incentivos (en caso de considerarse incentivos este precio podría alcanzar valores menores a cero [3]), este valor presentaría desplazamientos de energías hidráulicas y térmicas en el sistema actual colombiano [4]. A partir de los resultados de flujo de carga se podrá establecer si el sistema existente es capaz de soportar la nueva inyección de generación o en caso contrario determinar los refuerzos de red necesarios para la correcta incorporación de parques eólicos. Así mismo, se podrán establecer los valores de pérdidas de potencia y energía del sistema ante la nueva inyección de generación. Estos valores serán necesarios al momento de realizar la valoración económica del proyecto, como se describe en la sección V.

III. ESTUDIOS DE ESTABILIDAD Los estudios de estabilidad permiten determinar si un sistema inicialmente en estado estable continua estable después ocurrida una perturbación [5]. Este tipo de análisis permite evaluar las condiciones críticas a las que se puede llegar a someter un sistema y los elementos que lo componen, de tal manera que


se identifique si ciertos escenarios y contingencias pueden llegar a resultar en ausencia de sincronismo en generadores, problemas de bajas o altas tensiones en los nodos o respuestas inestables por altas variaciones de frecuencia debido a desbalances entre generación y carga. Estas condiciones pueden ser identificables a través de análisis en la respuesta transitoria de los ángulos de rotor en las máquinas, variaciones de tensiones en nodos y respuestas de frecuencia en el sistema. En el caso de estudios con generadores eólicos existen ciertas características que deben ser satisfechas para efectuar este tipo de análisis. A continuación se hace una descripción de cada una de dichas características y al final de la sección se define el impacto que estas tienen en los diversos tipos de estudios. A. Modelos de Generadores Las turbinas eólicas son clasificadas según su capacidad de control de velocidad. Esta clasificación menciona cuatro tipos diferentes de turbinas [6], algunos antiguos, reconocidos como generadores eólicos tipo I y II con control limitado de potencia activa y reactiva, y otros que hacen uso de nuevas tecnologías de electrónica de potencia como los tipo III y IV que permiten control de potencia en operación normal y transitoria. La Figura 2 muestra los diversos tipos de turbinas según su control de velocidad y la Tabla I, muestra las diversas características que cada generador eólico ofrece a la red. En dicha tabla se observan las limitaciones que los dos primeros (Tipo I-II) presentan con respecto a soporte de Q y control de fluctuaciones de tensión, y los beneficios que los dos últimos (Tipo III-IV) ofrecen al permitir control de potencia por medio de convertidores regenerativos y no necesitar de redes robustas para su operación. En el caso del sistema colombiano, además de presentarse congestión en las líneas del área de la Guajira que limitan la generación en ciertos escenarios de despacho [1],[4], es relevante observar las deficiencias de soporte de reactivos que existen. Esta ausencia en Q muestra como candidatos prometedores para la integración de turbinas eólicas al STN los generadores tipo III-IV, puesto que permiten un control

de potencia mediante diversos métodos como [2]: factor de potencia constante, control de Q según señal de referencia, entre otros, evitando así altas fluctuaciones de tensión en la zona por corrientes de viento variables [7].

Figura 2. Tipos de turbinas eólicas según el control de velocidad [6]

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Tabla 1 cuadro comparativo tipos de generadores

B. Respuesta LVRT En años anteriores la penetración de energía eólica era limitada y no presentaba una proporción representativa de la potencia generada por cada sistema. Este hecho hacia que no existieran reglamentaciones que exigieran a las turbinas eólicas durante estados transitorios de falla, permitiendo así su desconexión ante perturbaciones que afectasen la red. Sin embargo, los avances en las tecnologías de transformación de energía en las turbinas, de sistemas de control de potencia y de formas de conexión de estos aerogeneradores han hecho que los niveles de penetración de energía eólica a nivel mundial sean considerables, llevando a que la desconexión de este tipo de máquinas en estados de falla pueda afectar severamente la estabilidad del sistema [8].

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Esto se debe a que en los casos en que existe desconexión inmediata, una gran porción de generación no está disponible luego de despejada la falla. Lo anterior ha llevado a la necesidad de proveer las WTG con capacidad de respuestas LVRT (Low Voltage Ride Through). La respuesta LVRT específica la tensión que debe tener un aerogenerador en función del tiempo, durante la ocurrencia de una falla. La Figura 3 muestra una respuesta típica exigida a un aerogenerador, en esta puede ser observada que en circunstancias en las que la tensión en terminales se vea reducida a menos de 0.6 p.u. el generador debe continuar conectado por tiempos de 0.15 a 2.1 segundos, según las exigencias del código de red de cada país [11].


Figura 3. Requisitos de respuesta LVRT definidas por FERC order 661 (respuesta mínima requerida para generadores eólicos) [11].

C. Respuesta de frecuencia del sistema La sustitución de energías no convencionales por energías renovables como la eólica ha presentado la reducción de inercia del sistema y por ende mayores fluctuaciones de frecuencia. Se habla de máquinas parcial o totalmente desacopladas del sistema resultado de conexiones de las plantas por medio de conversores. Los códigos de planeación y de operación definen los umbrales de frecuencia a los que puede llegar el sistema en estados transitorios de tal forma que se mantenga la seguridad del sistema y se eviten respuestas inestables que lleven a apagones parciales o totales del sistema o a deslastres no deseados de carga. Para tal fin, se deben realizar análisis que permitan determinar las oscilaciones de frecuencia que se pueden llegar a presentar ante variaciones significativas de potencia. La Figura 4 muestra la respuesta de frecuencia del sistema en estados de carga máxima y mínima al presentarse una falla en la zona cercana a la Guajira; dicha falla, desconecta un total de 400 MW del sistema. Las respuestas muestran que existen ciertas limitaciones en escenarios de carga mínima y que estudios adicionales o nuevas definiciones de reserva rodante o generación de seguridad deben hacerse para evitarse activación del EDAC.

Figura 4. Respuesta en frecuencia para desconexión de 400 MW. Escenarios de demanda máxima y mínima.

Para concluir esta sección se debe notar que los estudios de estabilidad de rotor y estabilidad de tensión deben hacer precisión del tipo de máquina a utilizar, de la presencia o no de respuesta LVRT, además del tipo de control de potencia reactiva que ofrece el productor. Estos modelos permitirán observar las respuestas inter-máquina del sistema así como la existencia o no de colapsos de tensión u oscilaciones drásticas de Q ante ciertas perturbaciones, condición que se puede presentar en redes débiles o radiales. Finalmente, los estudios de estabilidad de frecuencia deben contemplar las variaciones máximas de potencia que se pueden presentar, en este caso se debe tener claro la inercia presente en el sistema y la velocidad de respuestas de los gobernadores en generadores no convencionales y en los WTG (en caso de existir), correspondiente a la regulación primaria del sistema.

IV. ESTUDIOS DE CORTO CIRCUITO La conexión de elementos generadores al SIN se debe realizar de forma armoniosa, de tal manera que la nueva inyección de potencia en el sistema no presente efectos negativos en la zona. Tales efectos se pueden observar en altas corrientes de cortocircuito en la barra de conexión del generador y en las barras aledañas. La IEC 60909-0 ha definido modelos WTG para estudios de corto circuito, estos modelos principalmente están guiados a máquinas tipo III-IV. Los modelos representan la respuesta esperada con máquinas conectadas a través de convertidores regenerativos. En [8] se muestra que la respuesta con este tipo de generadores es acertadamente representada por medio de fuentes de corriente constantes, el valor de dicha magnitud de corriente debe ser provisto por el constructor de la turbina. Basado en esto, la norma IEC representa la contribución al corto de las WTG por medio de fuentes de corriente sin impedancias transitorias, estas últimas características difieren de los modelos tradicionales usados para máquinas sincrónicas en estudios de corto circuito cuya representación es una fuente de tensión con una impedancia transitoria en serie. Este modelo de fuente de corriente constante no sólo es útil para determinar el nivel de corto circuito en ciertos puntos de la red después de la conexión de este tipo de planta, sino que además provee de herramientas para estudios posteriores como la coordinación de protecciones.

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V. ESTUDIOS ECONÓMICOS Dentro de la evaluación económica de cualquier proyecto de generación se pueden analizar cientos de cifras monetarias que a su vez son la base para el cálculo de la rentabilidad de la inversión. Sin embargo, el alcance de este artículo sólo realiza una descripción de los lineamientos para el cálculo económico, que la UPME realiza al momento de evaluar un proyecto de conexión de parques eólicos. Este tipo de análisis no presenta diferencias con respecto a la evaluación tradicional que se realiza a unidades de generación convencionales. Al momento de realizar la integración de los parques eólicos se puede presentar la necesidad de realizar obras de expansión (activos de uso) las cuales serán remuneradas vía tarifa o simplemente la conexión estará a cargo en su totalidad por el desarrollador del proyecto (activos de conexión). A. Integración de los WTG por activos de conexión Cuando el desarrollador del proyecto defina que los elementos de conexión son de uso exclusivo de la planta, indiferente del nivel de tensión de la conexión, no se deberá demostrar que el beneficio/costo del proyecto es superior a 1. B. Integración de los WTG por activos de uso Cuando la inclusión de un nuevo proyecto de WTG a un nivel de tensión igual o superior a 57.5 kV requiera la construcción de activos adicionales a los de su propia conexión se deberá demostrar la conveniencia de la conexión del generador para el sistema, es decir, que la relación beneficio/costo del proyecto es superior a 1: 1) Costos: Consiste en la valoración de los activos de uso necesarios para la conexión de la generación con base en las Unidades Constructivas establecidas en las Resoluciones CREG 097 de 2008 y CREG 011 de 2009, según aplique. 2) Beneficios: Los potenciales beneficios de incorporar un generador al SIN pueden ser determinados en varios aspectos: • Mejoras en la confiabilidad: Se valoran las mejoras en confiabilidad del sistema con y sin proyecto, las cuales pueden ser calculadas a través de cualquiera de los dos métodos establecidos en el Artículo 1 de la Resolución CREG 044 de 2013. En este

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caso el beneficio se considera en que la no construcción del proyecto de generación implica refuerzos en la red. • Levantamiento de Restricciones: El beneficio se valora como el racionamiento evitado y como disminución de generación de energía. • Impacto en precios del mercado: En este caso se debe simular el comportamiento del mercado con y sin proyecto, a fin de determinar si la inclusión de la nueva generación causa disminución en el precio de bolsa esperado. • Reducción Racionamientos: Los beneficios se establecen en términos de la disminución del valor esperado de racionamiento, valorando la energía en firme asignada al proyecto (Resolución CREG 061 de 2015). • Reducción de Pérdidas: Como su nombre lo indica cuando la incorporación de un proyecto de generación disminuye las pérdidas del sistema estas se consideran como un beneficio, en caso contrario se deberá estimar como un costo.

VI. OTROS ESTUDIOS ADICIONALES POSTERIORES AL PROCESO DE PLANEACIÓN Terminado el proceso de planeación compuesto por estudios de flujos de potencia, estabilidad, corto circuito e impacto económico se sugieren estudios adicionales que permitan la correcta integración de los parques eólicos en el sistema. La idea de este documento es mencionar los estudios que componen un estudio preliminar de conexión de los parques eólicos; sin embargo, esta sección menciona algunos de los estudios posteriores a la etapa de planeación. Entre esos estudios sobresalen: Los estudios de calidad de potencia que definen los niveles máximos de armónicos en los puntos de conexión; ante esto, el propietario del parque debe garantizar que no existe resonancia debida al uso de electrónica de potencia por parte del “switcheo” de los transistores en el convertidor [9]. Adicionalmente, se debe garantizar que el nivel de flickers debido a la variación de corrientes de viento debe mantenerse dentro de los niveles sugeridos en el estándar IEEE Std 519 [10] y la norma en consulta CREG 065 de 2012. Los estudios de verificación que permiten determinar si los modelos entregados por el proveedor de WTG representan fielmente la respuesta real de las unidades. En este caso se deben hacer pruebas


específicas que permitan observar si los modelos eléctricos ofrecen las mismas respuestas en comparación con las WTG una vez instaladas. Estos test deben validar las respuestas de los modelos frente a variaciones de viento, estados de falla mediante respuesta LVRT, respuestas reactivas precisas de acuerdo al control implementado, etc.

necesarias para llevar a cabo este estudio. En especial al ingeniero César Gallego por ofrecer la oportunidad de participar de proyectos de incorporación de energías renovables que hoy en día adelanta la compañía.

Los estudios de telemetría que no sólo envían y comunican información eléctrica con respecto a las variables de tensión, corriente, potencia activa y reactiva, inclinación de la turbina, entre otros, sino que además permiten enviar señales de pronóstico meteorológicos que son la entrada a modelos de predicción, facilitando al operador la toma de decisiones para despacho de este tipo de unidades.

[1] Integración de las energías renovables no convencionales en Colombia. UPME. 2015. [2] Yanhua Liu; Xu Zhang; Dongmei Zhao; Min Ma, “Research on the Wind Farm Reactive Power Compensation Capacity and Control Target,” Power and Energy Engineering Conference (APPEEC), 2011 Asia-Pacific , vol., no., pp.1,5, 25-28 March 2011. [3] Lin Deng; Hobbs, B.F.; Renson, P., “What is the Cost of Negative Bidding by Wind? A Unit Commitment Analysis of Cost and Emissions,” IEEE Transactions on Power Systems, vol.30, no.4, pp.1805,1814, July 2015. [4] UPME, “Incorporación de energía eólica en el Sistema Interconectado Nacional-SIN”, Avance Plan de Expansión 2014-2018. [5] Kundur, P.; Paserba, J.; Ajjarapu, V.; Andersson, G.; Bose, A.; Canizares, C.; Hatziargyriou, N.; Hill, D.; Stankovic, A.; Taylor, C.; Van Cutsem, T.; Vittal, V., “Definition and classification of power system stability IEEE/CIGRE joint task force on stability terms and definitions”, IEEE Transactions on Power Systems, vol.19, no.3, pp.1387,1401, Aug. 2004. [6] Margaris I., Hansen A., Bech J., Andresen B., Sorensen P., “Implementation of IEC Standard Models for Power System Stability Studies”, Technical University of Denmark, 2009. [7] Ackermann T, Wind power in power systems. John Wiley & Sons Ltd, 2012. [8] Bing Chen; Shrestha, A.; Ituzaro, F.A.; Fischer, N., “Addressing protection challenges associated with Type 3 and Type 4 wind turbine generators,” 2015 68th Annual Conference for Protective Relay Engineers, vol., no., pp.335,344, March 30 2015-April 2 2015. [9] Darie, S., “Guidelines for large photovoltaic system integration,” Transmission and Distribution Conference and Exposition (T&D), 2012 IEEE PES , vol., no., pp.1,6, 7-10 May 2012. [10] Hoevenaars, T.; LeDoux, K.; Colosino, M., “Interpreting IEEE STD 519 and meeting its harmonic limits in VFD applications,” Petroleum and Chemical Industry Conference, 2003. Record of Conference Papers. IEEE Industry Applications Society 50th Annual , vol., no., pp.145,150, 15-17 Sept. 2003. [11] Federal Regulatory Comission, 18 CFR Part 35, Order 661, 2005.

VII. CONCLUSIONES Las nuevas tecnologías de generación han impulsado retos para el sistema eléctrico y regulatorio colombiano. El artículo muestra desde la perspectiva de la planeación los diferentes estudios que permiten realizar una evaluación integral (técnico-económica) para la incorporación de proyectos de energía eólica basados en buenas prácticas nacionales e internacionales. Los análisis de flujo de carga determinan la capacidad de penetración de energías limpias en el sistema; a través de los estudios de corto circuito se puede observar el impacto sobre los elementos existentes en el sistema usando normas internacionales; los estudios de estabilidad están guiados a la correcta determinación de modelos dinámicos que representan los diferentes tipos de tecnologías de turbogeneradores en el mercado, y los estudios económicos están enfocados a establecer la viabilidad de este tipo de proyectos para el sistema eléctrico nacional. Es un reto significativo para el sistema eléctrico colombiano, que paso a paso es sorteado por todos los equipos de desarrollo, planeación, operación y demás grupos de ingeniería en el país. Los autores de este documento están conscientes de la importancia de integrar fuentes de energía limpia en Colombia y esperan que a 2020 el número de parques eólicos represente una parte considerable de la canasta energética.

VIII. AGRADECIMIENTOS A GERS por facilitar la información y las herramientas

IX. REFERENCIAS

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ISAGEN, una empresa

que crece para el bienestar.

E

n el 2015 ISAGEN cumplió 20 años impulsando el desarrollo del país. Hoy se posiciona como la segunda empresa productora de energía de Colombia y uno de los principales actores del sector energético, que aporta aproximadamente el 16% de la electricidad demandada. El impacto del servicio que presta en la sociedad y su vocación hacia la sostenibilidad la han convertido en una compañía que busca crecer en entornos prósperos e implementa constantemente estrategias para crear oportunidades de colaboración y desarrollo conjunto. La empresa surgió a partir de la promulgación de la Ley 143 de 1994, con la cual el sector eléctrico fue transformado profundamente al ser dividido en generación, transmisión, distribución y comercialización; y abrió la posibilidad de participación de actores privados. Como consecuencia de esta ley antimonopolio, ISAGEN nació al escindirse de ISA (Interconexión Eléctrica S.A.), es decir, recursos humanos y activos físicos pasaron a ser de la nueva empresa para iniciar sus operaciones.

las ventas de electricidad por contratos a grandes industrias, el suministro a empresas mayoristas que se encargan de la distribución a las redes domésticas en las ciudades y áreas rurales, y la comercialización de faltantes y excedentes en la Bolsa de Energía. Como parte de las soluciones integrales que la compañía ofrece a sus clientes, ha incluido el suministro de gas. Estas soluciones se orientan además hacia la Gestión Integral Energética, un programa que busca incrementar la cultura empresarial de los clientes en torno al uso eficiente de los recursos energéticos y el agua. Para ello la compañía trabaja en la alineación de la alta gerencia con estos propósitos, en el diseño y la difusión de la política energética, así como en la incorporación de indicadores de desempeño energético en su gestión. Esto es posible mediante el trabajo conjunto y la participación de firmas especializadas de ingeniería que conforman la Red de Socios Tecnológicos.

Desde entonces la generación de energía es una de sus principales actividades, para lo que cuenta con seis centrales hidroeléctricas y una térmica que suman en total 3.032 MW de capacidad instalada, y se encuentran repartidas en cinco regiones del país: Oriente Antioqueño, Oriente de Caldas, Santander, Magdalena Medio y Tolima. ISAGEN convive en estas zonas como un agente más de cambio, que se involucra en la transformación de los territorios hacia la convivencia, el progreso y la calidad de vida. Además, se encarga de vender energía, y en su labor comercial combina estratégicamente tres canales:

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ISAGEN, sede administrativa con certificado LEED Gold.


La mitigación del cambio climático es otro de sus objetivos, por eso desde el 2008 comenzó la medición de su huella de carbono y a buscar formas de neutralizar el impacto que tienen las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas a las actividades del negocio.

Central Hidroeléctrica Río Amoyá - La Esperanza

En sus áreas de influencia, el cuidado del medio ambiente está determinado por los Planes de Manejo Ambiental (PMA), que en su componente biofísico están orientados a la protección de la fauna y la flora, la recuperación de bosques y cuencas, la educación ambiental a las comunidades, entre otros.

Alianzas por el crecimiento Igualmente, para continuar creciendo, se ha fortalecido en la construcción de proyectos de generación. Adelantar grandes obras de ingeniería con criterios de calidad, rentabilidad, sostenibilidad, y creación de oportunidades para las regiones a las que llega, es una de las cosas que el equipo de ISAGEN mejor sabe hacer. Es por esto que hoy avanza en la consolidación de un portafolio de proyectos en estudio, orientado al desarrollo de energías renovables. La hidroelectricidad, como fuente de generación limpia y principal recurso energético del país, ha sido y continuará siendo la prioridad de esta empresa, que incursiona además en proyectos de generación eólica y geotérmica y adelanta estudios en biodiesel y gasificación de carbón.

Energía para el bienestar, recursos naturales en equilibrio De los 3.032 MW de generación de ISAGEN, 2.732 MW corresponden a energía hidroeléctrica, esto le da un papel preponderante al agua y lo ubica como eje central del desarrollo de la matriz energética de la compañía. Por esto, ha firmado iniciativas globales tan importantes como el Pacto Mundial, el Mandato por el Agua, Custodia del Agua e iniciativas locales como Pacto por el Agua, programas que incentivan el desarrollo de políticas públicas, la cohesión del sector privado, planes educativos para la sociedad, y otras estrategias para una protección real y efectiva de este recurso.

Iniciativas de formación, proyectos de colaboración para la productividad y el desarrollo empresarial y comunitario, programas de eficiencia energética, promoción de prácticas de sostenibilidad, apoyo a iniciativas de paz y convivencia, protección de los derechos humanos. Son las principales líneas de acción que la generadora implementa con sus grupos de interés, entre los que se destacan Accionistas, clientes, proveedores, trabajadores y comunidades asentadas en sus áreas de influencia. Así, la empresa le apuesta al bienestar de todos. Crecer para el bienestar, es la forma en la que ISAGEN desarrolla todas sus acciones y su relacionamiento con el entorno. Por eso es reconocida hoy como una compañía insignia en el país y su historia es un compendio de logros, aprendizajes, colaboración y proyección.

Central Hidroeléctrica Sogamoso

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Primera solución de bus de proceso para subestaciones de alta y extra alta tensión en Colombia

José Heriberto Franco Juan David García G Teresa Osorno Arias Cesar Latozefski Dirección Ingeniería de Soporte HMV Ingenieros


Primera solución de bus de proceso para subestaciones de alta y extra alta tensión en Colombia

E

n línea con los últimos avances tecnológicos de los sistemas de control y protección de subestaciones eléctricas, HMV Ingenieros desarrolló el primer proyecto en Colombia con una solución de control y protección haciendo uso de equipos con capacidades de comunicaciones, instalados directamente en el patio de la subestación. El proyecto se denominó MK1 Digital. Con el proyecto se logra gran simplificación de los sistemas de adquisición de señales, tanto digitales como análogas, desde los equipos primarios en el patio de la subestación hacia los dispositivos de control y protección en las casetas y/o salas de operación, extendiendo al patio de subestación el uso de soluciones de comunicación conforme al estándar IEC61850, y utilización de fibra óptica como reemplazo del cableado de cobre. Este proyecto permitió verificar el funcionamiento de esta nueva tecnología, su desarrollo actual por los principales fabricantes, su integración con diversos IED´s2; así como beneficios económicos debidos a ahorros en tiempo y costos en labores de ingeniería, construcción, compras, montaje, pruebas y puesta en servicio. El sistema se implementó en la subestación de salida a 110 kV, de la central Hidroeléctrica San Miguel (42 MW). According to the latest technological advances of control and protection systems of electrical substations, HMV Ingenieros developed the first project in Colombia of a substation fitted with a brand new control and protection solution with devices which include communication capabilities, installed directly in the substation yard. The project was named as MK (Marshaling Kiosk) Digital. With this project it is achieved a great simplification on the signal acquisition systems, both digital and analog types, between the primary equipment (such as power transformers, circuit breakers and disconnect switches) and secondary equipment (such as protection and control devices), with the extension to the substation yard of the communication solutions according to IEC61850 standard and the use of fiber optics as a replacement of conventional copper wiring. This project allowed HMV to validate the operation of this new technology, its current development level of the leading manufacturers, its integration with other IEDs; as well as the economic benefits from savings in time and costs for engineering work, construction, procurement, installation, testing, and commissioning. The system was installed at the 110 kV outgoing substation of San Miguel Hydroelectric power plant (42 MW). 1MK

por sus siglas en inglés “Marshalling Kiosk”

2IED: siglas

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en inglés para Intelligent Electronic Device

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José Heriberto Franco Juan David García G Teresa Osorno Arias Cesar Latozefski Dirección Ingeniería de Soporte HMV Ingenieros

Palabras Clave

Control y Protección, Bus de proceso, Sistemas de automatización de subestaciones, Merging Units, IEC 61850.

Keywords Protection and Control, Process bus, Substation automation systems, Merging Units, IEC 61850.


I. INTRODUCCIÓN Actualmente en Colombia, las nuevas subestaciones de alta y extra alta tensión cuentan con sistemas de control y protección diseñados conforme a la evolución de la normativa aplicable a estos sistemas y a la tecnología desarrollada por los fabricantes del entorno. HMV Ingenieros realiza sus diseños y construye subestaciones con tecnologías de punta, haciendo las subestaciones cada vez más simples. Los diseños de sistemas de control y protección siguen las recomendaciones del estándar IEC61850, de forma que el intercambio de información entre los IEDs de control y protección y entre estos y los sistemas de supervisión local y remota, se realizan a través de redes de comunicación sobre Ethernet TCP/IP (Bus de Estación según el citado estándar). Mientras que la información entre los equipos primarios en patio, como interruptores de potencia, transformadores de instrumentación, etc. se realiza en forma convencional mediante cableado físico en cobre, al menos un cable por cada señal a intercambiar, tal como se representa en la siguiente ilustración.

Figura 1: Sistema de control y protección con bus de estación

Al analizar las posibilidades que brindan los sistemas de comunicaciones conforme al estándar IEC61850, HMV Ingenieros desarrolló una aplicación con una

nueva forma de interfaz entre los equipos primarios en el patio de alta tensión y los IEDs de control y protección ubicados en el edificio de control de la subestación, donde las redes de comunicaciones en fibra óptica conforman el medio para la transmisión de información entre estos equipos denominada Bus de proceso, reemplazando el cableado en cobre. El Bus de proceso tiene como novedades importantes la utilización de valores muestreados desde los transformadores de corriente y tensión (SV por sus siglas en inglés “Sampled Values”) y la ejecución de la acción de protecciones a través de la red de comunicaciones, lo cual constituye la principal diferencia a resaltar con los sistemas donde solo se tiene un bus de estación. Estas novedades se complementan con la utilización de las señales binarias tipo GOOSE3 las cuales vienen siendo ampliamente utilizadas para diversos tipos de aplicación como lógicas de enclavamientos, secuencias automáticas, entre otras.

II.EVOLUCIÓN Para la implementación de la tecnología de bus de proceso, es necesario que tanto las señales binarias como las análogas provenientes de los equipos de alta tensión sean digitalizadas desde el origen en el patio y a su vez, enviadas a través de un canal de comunicación al dispositivo de interés ubicado en la sala de control. Para que las señales digitalizadas puedan ser recibidas y procesadas por equipos de diferentes fabricantes, es requerido que éstas sean enviadas a través de protocolos de red estándar, en este caso, de acuerdo con el estándar IEC61850. El equipo encargado de realizar esta digitalización se denomina Merging Unit, existiendo en el mercado diversos tipos de solución que cumplen con lo establecido en el estándar. En el manejo digitalizado de las señales binarias, el estándar IEC61850 define dos tipos de mapeo de señales: los mensajes MMS4 y mensajes GOOSE, descrito en la sección IEC61850-8-1. 3GOOSE por sus siglas en inglés “Generic Object Oriented Substation Events” 4MMS por sus siglas en inglés “Manufacturing Message Specification”

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Primera solución de bus de proceso para subestaciones de alta y extra alta tensión en Colombia

En la aplicación de bus de proceso solo se manejan los mensajes GOOSE, teniendo en cuenta que estos tienen prioridad en la red de comunicación y mecanismos de seguridad y calidad, garantizando el menor tiempo posible y confiabilidad para el envío de información entre los equipos. Para las señales análogas (corrientes y tensiones desde secundarios de transformadores de instrumentación) la norma definió dos posibles soluciones: la primera según la IEC61850-9-1 “Valores muestreados sobre canales seriales unidireccionales punto a punto” y la segunda según la IEC61850-9-2 “Valores muestreados sobre ISO/IEC 802-3”. La principal diferencia entre ellas radica en la forma de transmisión de la información, ya sea punto a punto o sobre redes Ethernet. Como complemento al estándar, la UCAIUG (Utility Communication Architecture International Users Group) ha publicado una guía de implementación para soluciones de bus de proceso, que da claridad a algunos puntos de la IEC61850-9-2 y precisa su aplicabilidad. Esta guía es conocida como “..9-2LE”, refiriéndose a LE cómo Light Edition – Edición ligera.

III. ANÁLISIS DEL MERCADO HMV Ingenieros hizo un proceso de evaluación en el que se hicieron visitas en China y México, donde existían implementaciones con bus de proceso, para conocer la tecnología y experiencias en operación. Esto se complementó con un análisis de aspectos como el estado del arte, tendencias en cuanto a la evolución de estas soluciones en el mercado, las experiencias de varios fabricantes de equipos de control y protección con soluciones de ese tipo y la disponibilidad de equipos por parte de los fabricantes. La solución IEC61850-9-1 ha sido desarrollada por algunos fabricantes del mercado, contando con variedad de proyectos en funcionamiento, y ofreciendo como ventaja la simplicidad en la configuración entre Merging Units y equipos de protección. Sin embargo, aún se presentan dudas sobre su interoperabilidad con otros fabricantes, por lo que no fue implementada en el proyecto MK Digital.

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La solución IEC61850-9-2 presenta una mayor cantidad de desarrollos por parte de los fabricantes y de proyectos en funcionamiento, según la recomendación “9-2LE”, en algunos de los cuales ha sido probada su interoperabilidad entre fabricantes; razones por las cuales HMV ingenieros decidió implementar el proyecto MK Digital sobre esta tecnología. Como parte del desarrollo de la tecnología de bus de proceso, varios fabricantes están impulsando también el uso de transformadores de corriente y tensión no convencionales, que se integran al bus de proceso directamente o mediante interfaces. Sin embargo, para la implementación del proyecto del MK Digital no fueron considerados debido a que el código de redes y código de medida en Colombia aun no regulan este tipo de transformadores de instrumentación.

IV. IMPLEMENTACIÓN DEL PROYECTO El proyecto consiste en la implementación de un sistema de control y protección para la bahía de salida de línea en 110 kV de la central hidroeléctrica San Miguel. Teniendo en cuenta que es el primer proyecto de este tipo y que se busca sirva como un piloto, se consideró que se dividiría en dos sistemas, un sistema tradicional y un sistema con bus de proceso, con el fin de poder hacer una comparación entre los dos sistemas en su operación. El sistema tradicional está compuesto por una protección de línea 1 modelo SEL421, la cual tiene integrada mediante cable de cobre convencional, toda la señalización requerida para la realización de sus funciones. Como elemento de control sólo se previó un elemento de respaldo para la operación del interruptor a través de selectores con llave. El sistema con bus de proceso está compuesto por una solución donde se adquiere toda la información de equipos de patio como interruptores, seccionadores y transformadores de instrumentación desde el mismo patio de la subestación a través de una Merging Unit Digital ALSTOM modelo C066 y una Merging Unit Análoga ALSTOM modelo P04. En la sala de control se tiene una protección de línea 2 ALSTOM P446 y un controlador de bahía ALSTOM C204.


La Merging Unit análoga, la protección de línea 2 y el controlador de bahía, están conectados a la red de comunicaciones para señales análogas del bus de proceso mediante una red en estrella como se representa en la Ilustración 2. En la aplicación particular del proyecto no es necesario tener redundancia en comunicaciones, debido a la inherente redundancia de tener dos sistemas de protección independiente, y para el caso de tecnologías diferentes. Los relés de protección de línea 1 y 2, el controlador de bahía y la Merging Unit digital se encuentran conectados a la red de comunicaciones para señales digitales del bus de estación y el bus de proceso mediante una red PRP5, como se indica en la Ilustración 3. Adicionalmente, para fines de monitoreo y comparación del desempeño del sistema de protección por bus de proceso respecto al sistema de protección tradicional, se ha instalado un registrador de fallas REASON, con capacidad de registrar la información de ambos sistemas por medio de módulos de registro de valores muestreados/GOOSE y valores análogos/digitales de forma cableada.

Figura 3: Red señales digitales bus de proceso y bus de estación

Los equipos a ubicar en patio (Merging Units y registrador de falla) se han instalado en un gabinete para exteriores con grado IP 65, el cual contiene una unidad de aire acondicionado integrada, con el fin de dar más garantías para proteger estos equipos electrónicos de las condiciones extremas de temperatura y humedad en el patio.

V. VENTAJAS Y RETOS DEL SISTEMA IMPLEMENTADO A continuación se indican algunas de las principales ventajas que lleva consigo la implementación de sistemas con bus de proceso:

Figura 2: Red señales análogas bus de proceso

• Es una solución acorde a los lineamientos de la norma IEC61850, permitiendo integración de equipos de niveles 2, 1 y 0 de diferentes fabricantes, utilizando herramientas y prácticas ya reconocidas en soluciones de bus de estación. • Reducciones en el tamaño del edificio de control y canalizaciones de cables. • Menor número de equipos (relés repetidores, borneras, etc.) en los armarios de control y protección. Esto permite reducir espacios en los tableros diseñados actualmente.

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PRP por sus siglas en inglés Parallel Redundancy Protocol, estandarizado en la norma IEC62439

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Primera solución de bus de proceso para subestaciones de alta y extra alta tensión en Colombia

• Sólo se requieren sistemas portacables y canalizaciones de cables para la fibra óptica del bus de estación y de proceso y las alimentaciones auxiliares de corriente alterna y continua, reduciendo el tamaño de las obras civiles relacionadas con canalizaciones en el patio de la subestación y entre este y el edificio de control. • Se reducen los recursos humanos y materiales requeridos para implementar los cambios que surgen en las etapas de diseño y pruebas; los cambios se traducen en su mayoría a labores de configuración y ajuste en la programación – software. • Reducción en la documentación de diseño requerida para los tableros de control y protección. • El reemplazo de cableado de cobre a fibra óptica permite eliminar problemas de interferencias sobre el cableado en cobre. • En pruebas en fábrica es posible probar casi la totalidad del sistema de control y protección reduciendo el tiempo y recursos requeridos en obra. Las pruebas en sitio sólo requieren la interfaz entre los equipos de patio y las Merging Units. • Reducción en tiempos de construcción (menos obras civiles de canalizaciones) y tiempos de montaje debido a la reducción en cantidades de cables en tendido y conexionado. • Las reducciones en tiempo para las ampliaciones o actualizaciones de sistemas existentes, se convierten en menor cantidad de consignaciones y menores tiempos de indisponibilidad del sistema. • Debido a la disminución de señales con tensión de corriente alterna y corriente continua en el edificio de control, se reducen los riesgos para el personal encargado del sistema de control y protección.

• Para la detección y solución de errores se requiere de personal capacitado en programación y manejo de herramientas de software especializadas. • Se requiere documentar más a fondo el desarrollo realizado a nivel de software en cada uno de los equipos que conforman las redes de control y protección. • Poca disponibilidad de soluciones de bus de proceso en el mercado y pocas experiencias de sistemas en funcionamiento por parte de los fabricantes como de las empresas prestadoras de servicios.

En implementación y adopción de esta tecnología surgen retos por superar, los cuales se describen a continuación:

Figura 4 Pruebas en fábrica MK Digital

• Aunque los sistemas de control y protección con funciones de comunicación por redes de datos ha obligado a que los grupos tradicionales de protecciones, automatización y comunicaciones de las empresas de energía trabajen muy en conjunto, el bus de proceso obliga a un cambio de filosofía, donde se requiere una redefinición de roles y un nuevo requerimiento de capacidades de las áreas involucradas, teniendo en cuenta que toda la información se maneja indistintamente en una misma red de comunicaciones.

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VI. RESULTADOS Para el proyecto en cuestión, actualmente se han realizado los diseños, compras, ensamble y pruebas en fábrica, donde fue posible realizar pruebas completas del sistema incluyendo verificaciones de su desempeño.

A partir de las pruebas en fábrica, donde fueron simuladas las posibles condiciones que se presentan en sitio, se obtuvieron los siguientes resultados: • En los sistemas con bus de proceso la sincronización de tiempo cobra una mayor importancia, ya que los valores muestreados tienen como característica principal la estampación de tiempo de los valores análogos. De existir errores o problemas con la estampación de tiempo, los equipos de protección que usan esta tecnología bloquean su operación para evitar riesgos de operar erróneamente.


Para disminuir la posibilidad de que haya pérdida de sincronización, se debe considerar redundancia en el sistema de sincronización de tiempo. • Los tiempos de operación del sistema de protección a través del bus de proceso fueron similares al del sistema de protección con cableado tradicional en cobre. Estos resultados fueron obtenidos mediante la inyección simultánea de fallas en ambos sistemas y comparando sus tiempos de operación a la salida de la Merging Unit Digital. • Las pruebas sobre los equipos de protección y control dentro de un sistema por bus de proceso se deben efectuar desde un punto de vista diferente, teniendo en cuenta que el sistema es en su mayoría basado en redes de comunicaciones. Por este motivo, es necesario el uso y exploración de herramientas de software de diagnóstico y prueba, que permitan inyectar valores muestreados y mensajes GOOSE por la red de datos, simulando las condiciones de falla del sistema. • En las pruebas por bus de proceso de este proyecto, HMV Ingenieros adquirió módulos de software para las maletas de prueba tradicionales Omicron CMC 356, sin necesidad de modificar su hardware. Estos módulos permitieron efectuar exitosamente las mismas pruebas que se efectúan mediante cableado convencional de la maleta a la protección, pero conectando la maleta al suiche de red de bus de proceso mediante un solo cable de comunicaciones. • Dado que las pruebas de protecciones se realizan a través de la red de datos, los bloques de prueba tradicionales para aislar físicamente las señales de transformadores de instrumentación y disparos de las protecciones sólo se vuelven aplicables para pruebas desde el patio. Para el aislamiento de la protección y disparos durante pruebas en un sistema por bus de proceso, se hace imperativo el manejo del modo de prueba de los equipos de protección. El modo de prueba permite hacer inyección de la protección cambiando la ¨calidad¨ de sus mensajes GOOSE para evitar que éstos se conviertan en señales de disparo a otros dispositivos, permitiendo que sean registrados por la herramienta que verifica la generación de mensajes GOOSE. 6 • Se hace necesario el uso de VLAN para la sectorización del tráfico en las redes de comunicaciones de la subestación, teniendo en cuenta el volumen de información que es transmitido. 6

• Se recomienda la redundancia en la red de datos para los buses de estación y proceso, teniendo en cuenta que la operación de los sistemas de control y protección de la subestación dependen de la red de datos.

VII. CONCLUSIONES HMV Ingenieros está instalando uno de los primeros proyectos con tecnología de bus de proceso en Latinoamérica y el primero en Colombia con el fin de innovar tecnológicamente en estos sistemas, adquirir experiencia en su diseño, implementación, configuración, pruebas y operación. El proyecto genera además una vitrina para empresas del sector eléctrico y fabricantes de equipos que les permita ver la tecnología en funcionamiento y generar confianza para su implementación en sus instalaciones. El sistema implementado aprovecha las capacidades de las redes de datos para ahorrar cableado de cobre, infraestructura civil de canalizaciones de cables, y los tiempos de construcción y montaje asociados. La solución implementada es funcional y confiable, tiene gran potencial de aplicación en subestaciones y puede brindar ahorros considerables dependiendo de la magnitud de la subestación en la que se adopte este tipo de soluciones.

Figura 5: MK Digital

Por su traducción al inglés “Virtual LAN”

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Primera solución de bus de proceso para subestaciones de alta y extra alta tensión en Colombia

El estándar internacional IEC61850 de la Comisión Internacional Electrotécnica (IEC) establece las pautas que mundialmente fabricantes y usuarios están implementando para la automatización de subestaciones y plantas de generación de energía. Sin embargo, no existen mundialmente muchas aplicaciones que usen el bus de proceso.

VIII. REFERENCIAS [1] Burger, J. Krummen, D. Abele, J. Transmission and distribution world. Process Bus and SCADA Equipment Control Implementing SBO in Process Bus. [2] Hidalgo, D. M., Estudio de la configuración de un equipo de medidas basado en la norma IEC 61850 para subestaciones de media/baja tensión. [3] Hunt, R. Ernst, Tom. Using IEC 61850 Process Bus To Meet NERC PRC-005-2 Condition Based Maintenance Requirements. [4] Hunt, R. Popescu, B. Process Bus and SCADA Equipment Control Implementing SBO in Process Bus.

IX. RESEÑA AUTORES José Heriberto Franco: Ingeniero electrónico graduado en 1989 en la Universidad Pontifica Bolivariana, con especialización en Automática en la misma institución. Inició su labor profesional participando en diseños y fabricación de equipos de control con microprocesadores, circuitos de control, controladores programables y ejecución de proyectos de control de procesos industriales. Posteriormente ingresa a HMV en el año 1994, en donde se ha desempeñado como ingeniero de sistemas de control y comunicaciones, como ingeniero de diseño, coordinador de grupo y actualmente como líder del área automatización y comunicaciones.

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Con participación directa en proyectos de subestaciones de media, alta y extra alta tensión, centrales de generación hídrica, plantas de generación térmica, control de procesos industriales y del sector petróleos. jfranco@h-mv.com Juan David García G: Ingeniero Electricista de la Universidad Pontifica Bolivariana en 1994 y comenzó su carrera en mantenimiento de subestaciones y diseño de centrales hidroeléctricas antes de ingresar a HMV Ingenieros. En sus 20 años de carrera con HMV, ha desempeñado cargos en diseño, montaje, pruebas y dirección de proyectos asociados a subestaciones de media y alta tensión y centrales hidroeléctricas. Actualmente, se desempeña como Jefe de Área de Control, Protecciones y Pruebas, y como Líder del Taller de Fabricación de Tableros. jgarcia@h-mv.com Teresa Osorno Arias: Ingeniera electrónica de la Universidad Pontifica Bolivariana graduada en el año 2008. Ingresó a HMV ingenieros en 2009, desempeñándose como ingeniera de diseño y actualmente como ingeniera Especialista, con experiencia en implementación de soluciones de automatización y comunicaciones. tosorno@h-mv.com Cesar Latozefski: Ingeniero Electrónico de la UNEFA en 2004 y comenzó su carrera en mantenimiento y diseño de sistemas de control e instrumentación de complejos petroleros, centrales hidroeléctricas y subestaciones antes de ingresar a HMV Ingenieros. En sus 5 años de carrera con HMV, ha desempeñado cargos en diseño, montaje, pruebas y puesta en servicio de proyectos asociados a subestaciones de media y alta tensión y centrales hidroeléctricas. Actualmente, se desempeña como Ingeniero Especialista del área de Automatización y Comunicaciones. clatozefski@h-mv.com


Reconfiguración

del Sector Eléctrico Colombiano

Antonio Bernal Acosta

Magíster en Estudios y Gestión del Desarrollo Presidente de la Red de Programas de Ingeniería Eléctrica- RIELEC


Reconfiguración del Sector Eléctrico Colombiano

E

n este trabajo, se plantea la necesidad y ventajas del reconocimiento de un actor del Sector Eléctrico Colombiano No - Visible. Se evidencia como en la configuración aceptada no se le reconoce. Propone una estrategia de reconfiguración y resalta dos trayectorias de integración de este actor con el sector, en el cual ha asumido su papel protagónico, lográndose evidentes beneficios para las partes.

In this work, the need and advantages of acknowledging a non-visible actor of the Colombian Electrical Sector, is presented. Evidence is shown on how the accepted configuration does not recognize this actor. A reconfiguration strategy is proposed, and highlights two integration trajectories of this actor in the sector, in which main roles have been assumed, and achieving important benefits for the parts.

Antonio Bernal Acosta Magister en Estudios y Gestión del Desarrollo

Presidente de la Red de Programas de Ingeniería Eléctrica- RIELEC

Palabras Clave

Academia, Sector, Red, Capacidades, Compromiso.

Keywords

Academia, sector, network, Capabilities, commitment

I. INTRODUCCIÓN Intencionalmente el título del presente busca capturar la atención del lector, con la seguridad de que al verlo inmediatamente los funcionarios públicos, los consultores nacionales e internacionales, las entidades públicas, los agentes del sector, etc.; se interesen por enterarse de algo, que ellos desconocen y que por su campo de acción e intereses deberían conocer, o por lo menos estar enterados. Deben tranquilizarse, no se trata de la creación de un nuevo viceministerio, ni de una nueva agencia, ni mucho menos de la aparición de un nuevo agente del mercado. Se debe reconfigurar el sector eléctrico, porque es necesario reconocer un actor, que ha estado ahí, pero que no ha asumido su papel con responsabilidad, y que es fundamental, para la sostenibilidad y crecimiento del mismo.

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II. CONFIGURACIÓN TRADICIONAL A partir de fuentes reconocidas, a continuación se presentan tres gráficas, disponibles en la web para quien esté interesado o requiera comprender o conocer el Sector Eléctrico Colombiano. Las fuentes son: la Comisión de Regulación de Energía y Gas (fig. 1), la Empresa de Energía de Bogotá (fig. 2), y la Unidad de Planeación Minero Energética (fig. 3); en las tres fuentes se reconocen los niveles de política, control, operación y los interesados, de un sistema que está incompleto, pues falta un actor muy importante, no el principal, pero tampoco un extra.

Figura 1: Estructura del sector. [1].

Figura 3: Subsector Eléctrico Colombiano. [3].

A. ¿Quién falta? Están las instituciones y las empresas, son evidentes las jerarquías, pero falta lo principal, en un sector que quiere ser de talla mundial, y del cual depende el bienestar y desarrollo del país. Falta visibilizar a las personas - técnicos y profesionales de altas calidades y capacidades, y amplia experiencia que dinamizan este sector - y al conocimiento – este es un sector de base tecnológica, que se renueva día a día -. Falta evidenciar lo principal en el modelo, las personas y el conocimiento; y establecer mecanismos prácticos y expeditos para que estos verdaderos “agentes1” del sector tomen el protagonismo que son capaces de asumir. Figura 2: Entidades que conforman el sector energético. [2].

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Que obra o tiene virtud de obrar.

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Reconfiguración del Sector Eléctrico Colombiano

B. Las personas No se trata de resaltar lo que todos conocen, en cuanto a la importancia de las personas sobre las instituciones, de recalcar que lo importante es el ser humano, de repetir que el activo más valioso de una empresa, es el capital intelectual de sus empleados, etc. Es más, el tema no son las personas en particular, sino las instituciones que capacitan o forman a las personas que dinamizan al Sector Eléctrico. C. El conocimiento La presente reflexión está hecha desde la academia, y es oportuno hacer evidente la dicotomía frente al conocimiento y a la productividad que se atribuye a las universidades y a las empresas.

empresarios y técnicos como personas frías y carentes de toda trascendencia en cuanto al conocimiento. Debemos encontrarnos, sector productivo y universidades en un escenario de alta productividad y conocimiento de alto nivel.

III. RECONFIGURACIÓN REQUERIDA Es pues necesario, el que las universidades dejen de ser vistas como entidades de apoyo, para ser reconocidas como actores principales del Sector Eléctrico. A. ¿Reconocer qué? Reconocer que la universidad colombiana ha asumido su responsabilidad de abordar los grandes problemas de la nación, y aportar desde sus fortalezas a la concepción, diseño e implementación de soluciones. Reconocer la rigurosidad, imparcialidad, ética y eficiencia, con las que la universidad desarrolla sus procesos.

Figura 4: Matriz Productividad / Conocimiento (Elaboración propia)

Es de común aceptación para ambos, el que se diga que en las empresas se cuenta con conocimientos básicos y netamente aplicados. Así como aceptar que también se diga que en las universidades los niveles de productividad son bajos. Obviamente estas dos visiones son incorrectas, pues no corresponden con la realidad. Las empresas permanentemente se están actualizando e innovando, sus prácticas, metodologías y base de conocimiento, pues de ello depende su permanencia en un ambiente competitivo. De la misma forma el entorno de la educación superior hoy en día, - Colciencias, rankings internacionales, acreditaciones de alta calidad – han desarrollado en las universidades la capacidad de gestionar sus capacidades en recurso humano y tecnológico, de la mejor manera. Es necesario pues dejar de concebir a los académicos como ratones de biblioteca, encerrados y ensimismados con sus teorías y modelos, y a los

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Reconocer las capacidades con que cuenta la universidad, y que está en condiciones de poner a disposición del sector. Esto es, un considerable recurso humano, con altos niveles de formación – maestrías, doctorados y posdoctorados, y de experiencia investigativa; recursos tecnológicos – equipos y software -, de última tecnología; amplia bibliografía técnica permanentemente actualizada; recurso humano en formación – estudiantes de pregrado, maestría, doctorado -, con interés, formación y tiempo para aportar a la solución de problemas reales a través de sus trabajos de final de carrera. Reconocer la pertinencia del conocimiento que se apropia y genera en las universidades. Reconocer que existe un proceso natural en el cual una temática de interés para el sector, puede ser caracterizada, modelada, simulada y optimizada, por las universidades a través de los procesos investigativos que se realizan, para terminar en una innovación o una regulación. Reconocer en la universidad, y en particular en las


aulas universitarias un escenario, para socializar la experiencia y conocimiento que da la práctica empresarial, de tal forma que en la formación de los futuros profesionales, las lecciones aprendidas, permitan avanzar más lejos, sin repetir errores. Reconocer en la universidad un escenario neutral, para discutir temáticas fundamentales para el sector y el país; al cual pueden acudir todos los actores e interesados, en pro de lograr consensos que beneficien a todos, para poner en evidencia contradicciones, para la crítica constructiva de las políticas y planes en estructuración. Reconocer de parte del sector, y auto – reconocer de parte de la Academia, que existe la capacidad y la responsabilidad de ser protagonistas. B. Asumiendo la responsabilidad De manera nostálgica por los años de universidad, es pertinente evocar a un compañero de expresión, el desprestigiado Grafitti.

Figura 5: Grafitti responsable (Adaptación2).

Pero esta vez no se trata de demandar algo, o hacer evidente alguna otra cosa más; más que un reclamo, es la declaración de un compromiso. Es el reto de asumir el papel protagónico que le corresponde a la Academia, que debe comprometerse a3: 2 Imagen de un muro descargada de https://pixabay.com/es/ muro-ladrillo-duro-rojo-marr%C3%B3n-286296/. Con faltas de ortografía pues así debe ser un Grafitti. 3Las categorías que se presentan, fueron socializadas en la plenaria de un evento académico, por uno de los participantes en el mismo.

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• Hacer que la inteligencia sea inteligente: Poniendo al servicio de la sociedad el conocimiento con que cuenta, apropiando y generando sólo aquel conocimiento que se requiere para solucionar los problemas que aquejan a las comunidades, que su conocimiento le sirva para entender y comprender su entorno, y para comprometerse con la transformación social y productiva del país. • Superar el umbral crítico: dejar de realizar estudios y diagnósticos, para pasar a la proposición y la acción. Los industriales se quejan de que la formación en ingeniería abarca sólo las etapas de Concebir y Diseñar, faltando la Implementación y Operación. • Ser estructurales: Es necesario recuperar el papel protagónico de los ingenieros en el desarrollo del país, hacer oídos sordos a los llamados urgentes para resolver problemas específicos – coyunturales -; y asumir riesgos y responsabilidades en la definición de políticas, y en la gestión pública, abandonando un seguro nicho tecnológico y académico. • Preguntarse ¿qué ha hecho y qué hace la Universidad por el sector?. Y asumir el reto y compromiso de convertirse en coequipero de las empresas, estableciendo relaciones gana–gana, de mutuo reconocimiento de las capacidades, de confianza, de reciprocidad; utilizando una alegoría biológica “simbióticas”. • Hacer que la Universidad sea necesaria: una referencia histórica que plantea Carl Sagan, sirve para ilustrar lo que pasa con el conocimiento no pertinente: La Biblioteca de Alejandría fue durante casi diez siglos, la depositaria del conocimiento de la humanidad, sin embargo, nunca se ocupó de los problemas reales de la sociedad – “Se cuestionó la permanencia de las estrellas, pero no la injusticia de la esclavitud”-, nunca popularizaron sus hallazgos, la ciencia desarrollada no formaba parte de las vidas de la gente, por eso cuando una turba reducida la destruyó, no hubo quien se opusiera. • Diseñar nuestros currículos (fig. 6) teniendo en cuenta las necesidades y expectativas del sector, potenciando las fortalezas que reconocen en los egresados (Emprendimiento, conocimiento técnico, excelencia, capacidad multitarea, responsabilidad, pragmatismo, capacidad para localizar información, gestión de proyectos, orientación a valores, etc.), y fortaleciendo los procesos de formación en las carencias que se evidencian en el ejercicio profesional 4Estrategia

del CDIO, www.cdio.org. del 1er. Encuentro academia – sector eléctrico, realizado en noviembre de 2014, en el marco del Programa de Transformación Productiva del sector. 5Conclusiones

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(Poca permanencia, dominio de segunda lengua, liderazgo, manejo de software específico, creatividad, gestión del cambio, práctica empresarial, etc.)5.

Figura 6: Distribución porcentual promedio de los créditos académicos en la formación de los ingenieros electricistas. Elaboración propia.

C. Los primeros pasos Lo anterior no implica que no se hayan venido haciendo cosas; es más es mucho lo que la Academia hace y se desconoce, aún entre los mismos académicos, que ignoran lo que los colegas hacen. Por eso a continuación sólo se presentan dos trayectorias, de muchas existentes que desconoce el autor. Valga la invitación a sus protagonistas para que las socialicen, resaltando la significancia, relevancia, coherencia y pertenencia que les corresponde. 1).Red de Conocimiento en Eficiencia Energética (RECIEE). Esta Red se conforma en el año 2003, con el auspicio y reconocimiento de Colciencias, y a la fecha está constituida por los grupos de investigación de las siguientes instituciones de educación superior: • Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá. • Universidad Pontificia Bolivariana. • Universidad de Antioquia • Universidad Nacional de Colombia, sede Medellín. • Universidad del Atlántico. • Universidad Industrial de Santander. • Universidad Autónoma de Occidente. • Universidad de La Salle. • Universidad del Valle. • Universidad Autónoma del Caribe. • Corporación Universidad de la Costa.


• Escuela Colombiana de Ingeniería “Julio Garavito”. • Universidad Autónoma de Bucaramanga. • Universidad Nacional de Colombia, sede Palmira. Específicamente la Red trabaja y se consolida, a través de la realización de programas y proyectos de envergadura nacional en pro de lograr los siguientes objetivos: • Identificar y fomentar líneas de investigación conjuntas. • Impulsar y coordinar formación avanzada: maestrías y doctorados. • Apoyar la movilidad de investigadores y participar en redes internacionales. • Promover la creación de publicaciones indexadas. • Coordinar la creación de normas y reglamentos técnicos sobre eficiencia energética para equipos de uso final y gestión energética. • Organizar eventos académicos de carácter científico y tecnológico. • Promover la creación de incentivos a las investigaciones. Algunos logros relevantes y de gran envergadura de la Red: a).. Programa estratégico para la innovación en la gestión empresarial, mediante la asimilación, difusión y generación de nuevos conocimientos en gestión energética y nuevas tecnologías e implementación del Sistema de Gestión Integral de la Energía en empresas de cinco regiones del país (2010 – 2013), logrando los siguiente resultados: • Formación de 244 Gestores Energéticos Avanzados, 199 Gestores Energéticos Básicos, 139 Auditores internos ISO 50001. • Sensibilización de 470 gerentes y representantes de industria, sobre la importancia y necesidad de la gestión de la eficiencia energética. • A nivel de implementación del Sistema de Gestión de la Eficiencia Energética: 50 empresas caracterizadas, 12 empresas con sistemas implementados, e impactos verificables y evidentes en la productividad. • Identificación de oportunidades de mejora en usos finales.

b).. Proyecto: Consolidación de la Red Colombiana en Eficiencia Energética (2014 - 2017), en ejecución. Siendo uno de sus objetivos: “Integración con el sector productivo mediante el desarrollo de proyectos de gestión energética y de las líneas de investigación del programa con impacto en la productividad y competitividad de industria y en la calidad de vida.”, del cual se han identificado los siguientes resultados proyectados: • Diagnósticos energéticos y tecnológicos de 50 empresas. • Acompañamiento a 25 empresas hacia la certificación en ISO 50001. • Cursos para la industria en procesos de medición, registro, monitoreo y verificación en los procesos industriales y apropiación de nuevas tecnologías. c).. Capacidades al servicio del Sector Eléctrico Además de que las entidades oficiales tipo UPME, Ministerio de Minas y Energía, Colciencias, Icontec, etc. pueden soportarse en la Red para la toma de decisiones y el establecimiento de políticas; los industriales cuentan con un modelo de trabajo estratégicamente diseñado, para acompañarlos en la gestión de la eficiencia energética, organizado en varias etapas: • Diagnóstico Energético: En el cual se identifican áreas con uso significativo de la energía, se establece la línea base, y se identifican potenciales de mejora en gestión. • Diagnóstico Tecnológico: para identificar capacidades en innovación tecnológica y gestión del conocimiento, realizar benchmark de tecnologías significativas en uso de energía, y realizar el análisis y orientación de competencias de personal operativo. • Implementación: A través de la sensibilización a la Gerencia, el establecimiento de políticas, objetivos y metas energéticas, utilización de aplicativos específicos para cierre de brecha frente a ISO 50001, identificación de oportunidades sectoriales, y capacitación en medición y verificación. • Acompañamiento certificación ISO 50001: logrando el cierre de la brecha documental, y apoyando la gestión con entidades certificadoras6. 6 Tomado de las memorias del Evento de lanzamiento de la Red Colombiana de Conocimiento en Eficiencia Energética – RECIEE, realizado en junio de 2014.

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2).. Red de Programas de Ingeniería Eléctrica (RIELEC). Con el impulso, apoyo y soporte de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), se constituyó en el año 2013, la Red a la cual a la fecha pertenecen los programas de las siguientes instituciones de educación superior: • Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá. • Universidad Distrital “Francisco José de Caldas”. • Escuela Colombiana de Ingeniería “Julio Garavito” • Universidad de La Salle • Universidad Autónoma de Occidente • Corporación Universidad de la Costa • Universidad del Valle • Universidad Tecnológica de Pereira La Red se reúne mensualmente para desarrollar temas como los siguientes, entre otros: • La movilidad de estudiantes y profesores interinstitucional. • Proyectos de investigación de desarrollo conjunto. • La baja demanda de los bachilleres por la ingeniería eléctrica. • Las tendencias internacionales de formación de ingenieros (CDIO, ABET). • La articulación de las propuestas curriculares. • El compartir recursos: laboratorios, bibliografía, software. • La organización de eventos conjuntos: seminarios, foros, simposios, etc.

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• Los procesos de registro calificado y acreditación de alta calidad de los programas. • El relevo generacional del cuerpo docente. • Las tendencias de la educación superior: competencias, créditos, TIC´s, ciclos propedéuticos, flexibilidad, integralidad, interdisciplinariedad, internacionalización, etc. • El seguimiento a los egresados. RIELEC hace presencia en los siguientes escenarios sectoriales, para apoyar y participar activamente en la discusión, diseño e implementación de iniciativas que fortalecen al Sector Eléctrico: • Programa de Transformación Productiva del Sector Eléctrico, Bienes y Servicios Conexos. • Clúster de Energía Eléctrica Bogotá – Sabana. • 1er. Encuentro entre los sectores Educativo y de Energía Eléctrica, Bienes y Servicios Conexos. • Comité Técnico de la Cámara de Comercio de Bogotá, que busca la participación sectorial en Expo– Estudiantes Bogotá – 2015. a)..Capacidades al servicio del Sector Eléctrico Profesores – investigadores, con altos niveles de formación académica (Fig. 7) y experiencia investigativa, que utilizando la infraestructura de laboratorios y software de última generación, están en condiciones de abordar las problemáticas de las empresas.


Se han presentado de manera muy abreviada dos referentes nacionales activos, las redes RECIEE y RIELEC, que evidencian que es posible identificar necesidades y capacidades, diseñar e implementar mecanismos de trabajo conjunto, y desarrollar proyectos concretos a corto y mediano plazo. La invitación es para que otras experiencias desarrolladas, se resignifiquen, se magnifiquen, y se divulguen – de parte de sus gestores - ya que han permitido el trabajo simbiótico entre el Sector Eléctrico y las Universidades.

V. REFERENCIAS Figura 7: Formación académica de los profesores - investigadores7. Elaboración propia.

Además una base de conocimiento constituida por documentos, y capacidad tecnológica. Equipos de última generación, software y protocolos certificados para la realización de pruebas a equipos y materiales. Y bibliotecas en las cuales no sólo están disponibles libros académicos, sino además normas, catálogos, manuales, etc.; pero principalmente los trabajos de final de carrera de pregrado, maestría y doctorado, en los cuales se han abordado múltiples temáticas y problemáticas relacionadas con el sector eléctrico.

IV. RECONFIGURACIÓN. Se entiende “Configuración”, como la posición relativa de los componentes de un sistema; reconfigurar el Sector Eléctrico es reconocer que existen otros componentes posibles. Si bien el Sector Eléctrico Colombiano, cuenta con una configuración funcional que le ha merecido el reconocimiento internacional, el que se reconozca a la “Academia” como un agente dinamizador; y que esta asuma su responsabilidad, poniendo al servicio del mismo sus capacidades, logrará llevarlo al nivel de sector de talla mundial; y lo que es más significativo garantizar la seguridad energética, la equidad energética y la sostenibilidad ambiental. 7 Este es el consolidado a 2014, de los profesores de tiempo completo de los programas de Ing. Eléctrica de las universidades Nacional, Distrital, Escuela y La Salle de Bogotá. Un total de 80 profesores, 54% con grado de maestría, 38% con grado de doctorado, y 9% en formación doctoral.

[1] Estructura del sector. Figura tomada de la página Web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) [Online]. Disponible: http://www.creg. gov.co/index.php/sectores/energia/estructura-energia. [2] Algunas entidades que conforman el sector energético. Captura de pantalla de la página Web de la Empresa de Energía de Bogotá (EEB) [Online]. Disponible: http://www.eeb.com.co/transmision-de-electricidad/sector-energetico-en-colombia. [3] Subsector Eléctrico Colombiano. Captura de pantalla de la página web del Sistema de Información Eléctrico Colombiano (SIEL). [Online]. Disponible: http://www.siel.gov.co/Inicio/ConozcaelSector/ tabid/64/Default.aspx

VI. RESEÑA AUTOR Antonio Bernal Acosta, Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional de Colombia, Especialista en Gerencia de Proyectos en Ingeniería de la Universidad de La Salle, Magister en Estudios y Gestión del Desarrollo de la Universidad de La Salle. Ingeniero de Control en Redes Eléctricas, Ingeniero de Soporte Técnico en Edospina S.A., Profesional de la División de Planeamiento de la Empresa de Energía de Bogotá, Profesional de la Gerencia de Planificación Estratégica de Codensa S.A. Director del Programa de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de La Salle. abernal@lasalle.edu.co. Presidente de la Red de Programas de Ingeniería Eléctrica (RIELEC).

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Cronología de las FNCER en Colombia año 2015 Parte I

Francisco Javier Vargas Marín

Doctor en Ingeniería Universidad Nacional de Colombia Ingeniero Especialista Programación Operación XM


Cronología de las FNCER en Colombia año 2015 Parte I

E

l calentamiento global del planeta debido principalmente a las emisiones de gas tipo invernadero por el crecimiento económico de las naciones y la calidad de vida de la civilización, han llevado al deterioro gradual del medio ambiente. Las fuentes no convencionales de energía renovable son una solución en los años venideros para mitigar la destrucción del planeta y acompañar las necesidades de las generaciones futuras. Este documento se conforma de dos partes, la primera parte contiene un resumen del estado del arte de las energías renovables en cuanto a principios, tecnologías, y la segunda parte contiene la regulación aplicable en Colombia, las conclusiones, retos y recomendaciones.

The global warming mainly due to greenhouse gas emissions, by economic growth of nations and the quality of life of civilization, have led to the gradual deterioration of the environment. Non-conventional renewable energy sources are a solution in the coming years to mitigate the destruction of the planet and to accompany the needs of future generations. This document is made up of two parts the first part contains a summary of the state of the art of renewable energy in terms of principles and technologies, and the second part contains the rules applicable in Colombia, conclusions, challenges and recommendations.

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Francisco Javier Vargas Marín Doctor en Ingeniería Universidad Nacional de Colombia Ingeniero Especialista Programación Operación XM

Palabras Clave

Fuentes no convencionales de energía renovable, energías limpias, zonas no interconectadas.

Keywords Non-conventional renewable sources, clean energy, renewable energy, non-interconnected areas.


I. INTRODUCCIÓN El desarrollo sostenible es un concepto que surgió a mediados de la década de los ochenta y en diciembre de 1997 se firmó el Protocolo de Kioto, el instrumento legislativo más importante para la limitación de la emisión de gases de efecto invernadero, cuyo objetivo es cambiar paulatinamente todo el modelo de producción y consumo de energía en nuestro planeta, el cual constituye un elemento fundamental en el crecimiento, desarrollo económico de las naciones, la calidad de vida, y por ende el incremento de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Una variable que determina el aumento de consumo de energía es la eficiencia energética, que en términos macroeconómicos, se define como el “consumo de energía por unidad de producto”, es decir, el consumo de energía primaria relativo al nivel del Producto Interior Bruto [1]. Por lo anterior, las Fuentes No Convencionales de Energías Renovables (FNCER), las cuales se aprovechan directamente de recursos considerados inagotables como el sol, el viento, el recurso hídrico, la biomasa y la geotermia, se convierten en fuentes de energías limpias, indispensables para garantizar la sostenibilidad y cuidado del medio ambiente del planeta. Ahora bien, en el mundo la proporción de FNCER, obtenidas principalmente de la energía hídrica, solar y eólica, creció un 4 % anual durante el período de años 2010 – 2012, y representaron el 8,8 % del consumo total de la energía mundial en el año 2012. No obstante, para alcanzar el objetivo de la iniciativa de SE4All (‘Sustainable Energy for All’) en el año 2030, la tasa de crecimiento anual esperada de las FNCER debe aproximarse al 7.5 %, [2]. Actualmente, Julio de 2015, en Colombia la composición del parque de generación eléctrica está compuesta así: 70.35% por generación hidroeléctrica (66.58% grandes centrales y 3.77% PCH), 28.41% por generación térmica, 1.12% en cogeneración y 0.12% en generación eólica (XM, año 2015). Esta composición hace que la generación eléctrica en Colombia tenga una menor huella de carbono por efecto de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) que otros países, pero en los años en los que la generación térmica ha tenido una alta participación por escasez hídrica debido a fenómenos como el niño,

la intensidad de emisiones de carbono ha aumentado. De acuerdo al Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión 2011-2025 [3], el Sistema Eléctrico Colombiano requiere de la instalación progresiva de 7,914 MW, un aumento de casi 60% sobre la capacidad instalada actualmente para suplir la demanda futura. Esta capacidad estará conformada por 6,088 MW de proyectos hídricos, 760 MW de proyectos de gas natural, 864 MW de proyectos de carbón y 202 MW de combustibles líquidos. Con base en lo anterior, se espera que las emisiones de CO2 se dupliquen entre 2015 y 2025. En este escenario hay un aumento importante de GEI generadas por el uso del carbón mineral y combustibles líquidos, que pasan de representar el 2.9% y 34.3% de las emisiones al 5.9% y 41.2%, respectivamente [4]. Colombia posee climas y topografías apropiadas para la generación de energía hidroeléctrica. Esta hidroelectricidad es un método altamente eficiente con un bajo grado de contaminación. No obstante, se tiene un gran potencial de FNCER y por eso el Gobierno Nacional en los últimos años ha invertido en el desarrollo y la aplicación de tecnologías alternativas de producción de energía. Este documento Parte I y Parte II, presenta las tecnologías y una cronología sobre las FNCER en Colombia. En la primera parte se aborda un resumen de la descripción, y principios para explotar las diferentes FNCER. No es objeto del presente escrito la energía nuclear. Mientras que, en la segunda parte, se aborda la energía geotérmica y se sintetiza un compendio cronológico sobre la investigación, desarrollo, implementación, avances realizados y potenciales en materia de FNCER en Colombia.

II. DESCRIPCIÓN Y PRINCIPIOS DE FNCER Las fuentes de energía para la generación limpia de energía eléctrica, se pueden clasificar de la siguiente manera: A. Energía hídrica Las minicentrales hidroeléctricas menores a 10 MW, se denominan Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH). Las turbinas hidráulicas transforman la energía potencial que tiene una masa de agua en un desnivel

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Cronología de las FNCER en Colombia año 2015 Parte I

existente entre las dos secciones, la superior (aguas arriba) y la inferior (aguas abajo). La potencia mecánica en el eje de la turbina se utiliza directamente para realizar trabajo y producir energía eléctrica, conectando el eje de la turbina, a un generador. La potencia que se puede obtener de una turbina hidráulica está expresada por la siguiente ecuación [5]: (1) donde: P = potencia (kW) = Eficiencia g = aceleración de gravedad (m/s2) Q = caudal de agua (m3/s) H = Altura (m) Según las peculiaridades y características que presente el lugar donde sean ubicadas las PCH estas pueden ser del tipo: i) Centrales de agua fluyente, donde se capta una parte del caudal del río, lo trasladan hacia la central y una vez utilizado, se devuelve al río; ii) Centrales de pie de presa, las cuales se sitúan debajo de los embalses, aprovechando el desnivel creado por la propia presa; iii) Centrales en canal de riego o de abastecimiento. La figura 1 ilustra el esquema del principio de funcionamiento de la PCH.

m3/s, rango de potencia de 50-1.500 kW; horizontal: caudal y potencia igual a las de eje vertical; horizontal tubular: para saltos entre 1-18 m, caudal 0.46 m3/s, rango de potencia de 5-500 kW; iii) Francis, rango de potencia de 100-2.500 kW; y iv) Pelton, para saltos entre 150-400 m, caudal 30-800 l/s, rango de potencia de 50-1.500 kW. Dentro de las Energías del Mar, existen tecnologías claramente diferenciadas, en función del aprovechamiento energético: energía de las mareas o mareomotriz, energía de las corrientes, energía maremotérmica, energías de las olas o undimotriz y energía del gradiente salino (osmótica) [7]. Maremotriz: consiste en el aprovechamiento energético de las mareas. Se basa en aprovechar el ascenso y descenso del agua del mar producido por la acción gravitatoria del Sol y la Luna, aunque sólo en aquellos puntos de la costa en los que la mar alta y la baja difieren más de cinco metros de altura es rentable instalar una central maremotriz, la cual requiere del almacenamiento de agua en un embalse que se forma al construir un dique con unas compuertas que permiten la entrada del agua a turbinar para la generación eléctrica. Energía de las corrientes: consiste en el aprovechamiento de la energía cinética contenida en las corrientes marinas. El proceso de captación se basa en convertidores de energía cinética similares a los aerogeneradores empleando en este caso instalaciones submarinas, ver figura 2.

Figura 1: Esquema principio de funcionamiento PCH, Fuente http://tu-espacio.com/

Las turbinas que se acoplan al generador pueden ser del tipo [6]: i) Crossflow, de alto rendimiento y eficacia desde 17% hasta 100% del caudal, gran rango de aplicación para saltos entre 5 a 180 m; ii) Kaplan, de eje vertical, para saltos entre 1-15 m, caudal 1.5-30

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Figura 2: Esquema de planta eléctrica por corriente de agua. Fuente http://unecologistaenelbierzo.com/tag/energia-mareomo


Maremotérmica: se fundamenta en el aprovechamiento de la energía térmica del mar basado en la diferencia de temperaturas entre la superficie del mar y las aguas profundas. El aprovechamiento de este tipo de energía requiere que el gradiente térmico sea de al menos 20º. Las plantas maremotérmicas transforman la energía térmica en energía eléctrica utilizando el ciclo termodinámico denominado “ciclo de Rankine”. Energía de las olas o Undimotriz: Es el aprovechamiento energético producido por el movimiento de las olas. El oleaje es una consecuencia del rozamiento del aire sobre la superficie del mar, por lo que resulta muy irregular. Ello ha llevado a la construcción de múltiples tipos de máquinas para hacer posible su aprovechamiento, tales como: el Sistema Pelamis, el cual se compone de varios cilindros que flotan unidos por articulaciones, Boyas o columnas de agua oscilante, y el Oyster, donde una maquina en forma de almeja se ancla al fondo del mar.

de grandes inversiones iniciales, genera un impacto visual y estructural sobre el paisaje costero. B. Energía Eólica El viento es aire en movimiento, una forma indirecta de la energía solar, este movimiento de las masas de aire se origina por diferencia de temperatura causada por la radiación solar sobre la tierra. Cuando el aire se calienta, su densidad se hace menor y sube, mientras que las capas frías descienden, así se establece una doble corriente de aire. La energía eólica es la que está presente en forma de energía cinética en las corrientes de aire o viento con densidad y cuando atraviesa el rotor, formado por las palas y el buje del aerogenerador, reduciendo su velocidad desde el valor v no perturbado frente al rotor a un valor inferior tras pasar por las palas, para transformarse en energía eléctrica. La potencia extraíble de una turbina eólica se puede calcular con la siguiente ecuación [8]: (2)

Potencia Osmótica: La Potencia Osmótica o energía azul es la energía obtenida por la diferencia en la concentración de la sal entre el agua de mar y el agua de los ríos mediante los procesos de ósmosis. En resumen, las ventajas del uso de esta tecnología es que tiene un potencial de crecimiento enorme, los fenómenos son fácilmente predecibles, tiene baja intermitencia, posibilidad de integrar comunidades costeras en cuanto a producción y consumo, no genera problemas estéticos ni de disponibilidad de espacio. No obstante, existen barreras tales como: son proyectos que se encuentran en fases de desarrollo temprana, no existen estudios fiables de potencial de recurso, existe una gran incertidumbre de marcos regulatorios, se tiene dificultad de acceso para instalación y mantenimiento, en dispositivos instalados en altamar o en aguas muy profundas, existe limitación en la accesibilidad a la red eléctrica en altamar, y hay grandes riesgos operacionales por el oleaje fuerte, corrosión, necesita

donde: = Potencia (W) = Densidad de la masa de aire (kg/m3) = Coeficiente de potencia máximo de una turbina ideal de eje horizontal, igual = 0.593 = Eficiencia mecánica y eléctrica de la turbina = Área circular de movimiento de las palas del rotor y en la que se mueve la masa de aire (m2) = Velocidad de la masa de aire antes de pasa por las palas (m/s) La potencia del aerogenerador crece al aumentar el área cubierta por las palas y la velocidad del viento, el cual depende, de la densidad del aire en función de las condiciones meteorológicas del lugar. Para conocer la velocidad del viento, se estableció la Escala de Beaufort, con la que se puede obtener una medida aproximada de su velocidad en metros/segundo, tal como se presenta en la Tabla 1.

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Cronología de las FNCER en Colombia año 2015 Parte I

TABLA 1: Escala descripción velocidad del viento Beaufort

Un parque eólico consta de uno o más aerogeneradores, los cuales están conectados, con la red de transmisión a la que se entrega la energía, tal como se ilustra en la figura 3. Las palas del aerogenerador están fijadas a un buje y, en el conjunto, constituyen el rotor. Todos estos elementos se encuentran en la góndola, la cual está conformado por un sistema de control de potencia y un sistema de control de la orientación. El primero tiene la doble función de regular la potencia en función de la velocidad del viento instantánea. El sistema de control de la orientación consta de un control continuo del paralelismo entre el eje de la máquina y la dirección del viento.

Figura 3: Esquema principio de funcionamiento Aerogenerador Fuente de Proyecto RES & RUE Dissemination [8]

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En resumen, es una energía segura y gratuita, con alto potencial localizado, pero tiene las desventajas de que la velocidad del viento es variable y poco confiable, los aerogeneradores producen ruido, afecta la


vida silvestre, afecta la energía firme, y requiere infraestructura de trasmisión y logística de transporte. C. Energía solar La energía solar, es la energía radiante del sol recibida en la tierra, y se transforma a otras formas de energía como calor y electricidad [9]. Para la generación de energía eléctrica se utiliza la célula fotovoltaica, que significa photo = luz y voltaico = electricidad. El efecto fotovoltaico se basa sobre la capacidad de algunos semiconductores, como el silicio, de generar directamente energía eléctrica cuando se exponen a la radiación solar. La luz está formada por partículas, los fotones, que trasportan energía, y cuando un fotón golpea la célula, es absorbido por los materiales semiconductores y libera un electrón. El electrón, una vez libre, deja detrás de sí una carga positiva llamada hueco. El sistema solar fotovoltaico envía corriente eléctrica directa a la batería para ser almacenada y ser utilizada posteriormente a través de un controlador o inversor. Todos los módulos se conectan en serie o en paralelo para obtener las tensiones y corrientes que provean la potencia deseada. Los módulos se fabrican, generalmente, para tener una salida de 12 Vdc, varían desde 2.8 Vatios pico (Wp) hasta 300 Wp [10]. La figura 4, ilustra un diagrama de una instalación fotovoltaica aislada.

Últimamente, además de la tecnología tradicional (fotovoltaicas convencionales) existe la energía solar fotovoltaica por concentración (CPV), tecnología que consiste en el uso de lentes, espejos curvados, entre otros elementos ópticos, que concentra una gran cantidad de radiación solar en una pequeña área de células fotovoltaicas para generar electricidad. Esta tecnología comparada con las tecnologías tradicionales, los sistemas CPV ahorran costos en las células solares, debido al uso de células fotovoltaicas de multiunión, las cuales son más costosas pero también mucho más eficientes [11].

Figura 5: Tipos esquema y conexión instalación fotovoltaica. Fuente de http://www.clickrenovables.com/

PAUTA: Nexans cuarto de página impar Figura 4: Diagrama de una instalación fotovoltaica aislada. Fuente de http://constructorelectrico.com/electricidad-desde-el-sol/.

A gran escala se construyen parques solares donde la energía se transporta a los centros de carga mediante líneas de trasmisión, ver figura 5.

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Cronología de las FNCER en Colombia año 2015 Parte I

En resumen, esta fuente de energía tiene importantes ventajas, principalmente su naturaleza inagotable, renovable y su utilización libre de polución, disponibilidad del recurso, relativamente constante, tecnología de fácil instalación, disminución acelerada de costos en los últimos años, alto potencial y calidad del recurso. Pero, para su utilización, es necesario tener en cuenta su naturaleza intermitente, su variabilidad fuera del control del hombre y su baja densidad de potencia, lo cual resulta en que es una fuente extensiva: para mayor potencia, mayor extensión de equipos de conversión. D. Energía de la Biomasa Las plantas transforman y almacenan la energía que reciben del sol; esta energía puede ser utilizada para producir electricidad, combustibles, químicos o servir de alimento a seres vivos. Estos al recibir este alimento (energía) o al morir, tanto los seres humanos como los animales producen residuos orgánicos que al descomponerse generan gases. Estos ciclos, al repetirse continuamente, aseguran que la energía de la biomasa esté disponible permanentemente. Hay varios modelos de clasificación de la biomasa; por su origen, la podemos clasificar como Biomasa Animal o Biomasa Vegetal. En el proceso de la conversión de la biomasa en energía, se debe preparar y adecuar la materia prima, luego se somete a un proceso que bien puede ser termoquímico o biológico, los cuales se describen a continuación [12]. 1) Proceso Termoquímico La Combustión: es el proceso con mayor aplicación. No obstante, el problema es su baja densidad energética, y su alta capacidad de retención de agua. Para su industrialización a gran escala, se requiere garantizar grandes cantidades de material y utilizar áreas extensas. Por esto, es necesario establecer estrategias que permitan su uso en la generación eléctrica sin que esto afecte los costos comparativos con otras fuentes de energía. Las estrategias más utilizadas son: Co-combustión carbón/biomasa (Co-firing) y aumentar la eficiencia utilizando el calor residual del vapor. Pirolisis: Utiliza como fuente de calentamiento del mismo proceso un alquitrán, el carbonizado o carbón de leña, combustible que arde sin la producción de humos apto como reductor.

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La Gasificación: Los productos se pueden clasificar como gas de bajo, medio y alto poder calorífico: Gas de bajo BTU (150-300 BTU/pie3); Gas de síntesis o Gas de medio BTU (300-500 BTU/pie3), tiene una composición química parecida a la de bajo poder calorífico pero sin nitrógeno, y se puede usar como gas para turbinas y turbinas de ciclo combinado; y Gas de alto BTU (980-1080 BTU/pie3) su obtención se realiza a partir del gas de síntesis mediante un ajuste estequiométrico 3H2/CO y utilizando níquel como catalizador, se le llama sustituto del gas natural. 2) Proceso Biotecnológicos Son los de fermentación para la obtención de alcohol, también la producción de biodiesel y biogás. Se caracterizan por la utilización de microorganismos en alguna parte del proceso, tales como: Etanol: Tradicionalmente usado en la fermentación de la glucosa de materias primas como caña de azúcar, maíz y sorgo, que luego de su destilación y deshidratación, se obtiene el alcohol carburante. Alcohol de segunda generación: La celulosa es el producto químico orgánico natural más abundante de la tierra, por lo que la obtención de glucosa, a partir de celulosa, para la producción de alcohol carburante es una solución ideal. Biodiesel: es utilizado en motores de combustión y presenta un desempeño comparable con el diésel. Este se produce a partir de la transesterificación de los triglicéridos [13], presentes en los aceites vegetales, como palma de aceite, soya, higuerilla, colza, girasol y ricino, también de aceites animales y aceites reciclados. Este proceso se realiza en presencia de un catalizador básico para obtener los esteres metílicos o etílicos, dependiendo del alcohol utilizado, formando el biodiesel y la glicerina. Biogás: es una mezcla de gases como: metano, dióxido de carbono, monóxido de carbono y otros gases en menor proporción, los cuales se generan por las reacciones de biodegradación de la materia orgánica, como el estiércol, los residuos humanos o restos de comida, mediante la acción algunos microorganismos en un ambiente anaerobio. También existe el biogás agroindustrial, generado a partir de sustratos agroindustriales como: las deyecciones ganaderas,


lodos de industrias agroalimentarias, restos de cosechas, cultivos energéticos, entre otros. La calidad del biogás se mide por la cantidad de metano que se puede producir y depende de principalmente del tipo de materia orgánica y de la temperatura de operación. Con una planta de biogás puede producirse: energía térmica en una estufa de gas, energía mecánica en un motor de explosión, iluminación con una lámpara de gas, producción alterna de fertilizantes. Para la producción de 1 kWh de corriente eléctrica con una mezcla biogás diésel, se necesita un consumo de biogás de 0.700 m3/hora. La figura 6 ilustra una planta de Biogás.

Figura 6: Esquema de una planta eléctrica con Biogás. Fuente http://biogasfuelcell.com/

En resumen, algunas de las ventajas del biogás: es la disminución de la tala de bosques. El biodiesel en comparación con el diésel de origen fósil, reduce las emisiones GEI [14]. También existen desventajas como: se necesita acumular los desechos cerca del biodigestor, existe riesgo de explosión, el proceso biológico es muy sensible a cambios de pH y temperatura, baja densidad energética en la producción de biomasa. En la segunda parte se presenta las descripción de la energía Geotérmica, se aborda el tema de FNCERR en Colombia, las conclusiones, retos y recomendaciones.

[4] FEDESARROLLO, “Análisis costo beneficio de energías renovables no convencionales en Colombia”, Octubre de 2013. http://www.repository.fedesarrollo.org.co/. Consultado julio de 2015. [5] Proyecto RES & RUE Dissemination, ‘Energía minihidráulica’, http://cecu.es/campanas/medio%20 ambiente/res&rue/htm/dossier/4%20minihidraulica. htm. Consultado julio de 2015. [6] A. Castro, ‘Minicéntrales Hidroeléctricas’, Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, Madrid 2006. [7] Twenergy, “Todo sobre Energía Maremotriz”, Consultado julio de 201. http://www.twenergy.com/c/energia-mareomotriz/ [8] Proyecto RES & RUE Dissemination, ‘Instalaciones Micro-Eólicas’, http://cecu.es/campanas/ medio%20ambiente/res&rue/htm/dossier/1%20eolica.htm. Consultado julio de 2015. [9] H. Rodríguez, ‘Development of Solar Energy in Colombia and its Prospects’, Revista Universidad de los Andes, vol 28, pp 83-89, Noviembre 2008. [10] Proyecto RES & RUE Dissemination, ‘Energía solar’, http://cecu.es/campanas/medio%20ambiente/res&rue/htm/dossier/ Consultado julio de 2015. [11] Power & Energy, “Top Solar Power Industry Trends for 2015”, Consultado Septiembre de 2051. https://www.ihs.com/pdf/Top-Solar-Power-IndustryTrends-for-2015_213963110915583632.pdf/ [12] Bauen, A. B., “Bioenergy- A sustanaible and reliable energy”, http://www.ieabioenergy.com. Consultado julio de 2015 [13] CORPOICA, “Curso de Producción de Biodiésel” http://www.corpoica.org.co/sitioweb/Documento/.../curso-biodiésel.pdf. Consultado julio de 2015 [14] R. Piloto Rodríguez, R Sierens, S. Verhelst y N. ferrer Fontela, “Evaluación del funcionamiento de motores de combustión interna trabajando con biodiésel”. Ingeniería Mecánica Vol 3, 2008, pp 33-38.

III. REFERENCIAS

IV. RESEÑA AUTOR

[1] UPME cartilla ‘Energía Renovable: Descripción, Tecnología, y usos finales’, www.si3ea.gov.co/ Portals/0/Iluminacion/CarFNCER.pdf. Consultado julio de 2015. [2] Banco Mundial, ‘Progress Toward Sustainable Energy: Global Tracking Framework 2015, Global Tracking Framework 2015 Key Findings.’ www.worldbank.org. Consultado julio de 2015. [3] UPME, “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2012-2015”, Consultado julio de 2015. http://www.simec.gov.co/Inicio/Comit%C3%A9s/tabid/63/Default.aspx

Francisco Javier Vargas Marín, Dr. ingeniería UNAL, Tesis meritoria, Medellín Colombia, 2014. M Sc. Ingeniería eléctrica, UFSC, Florianópolis, Brasil, 1994. Trabaja para XM, Filial ISA desde 2005 como ingeniero especialista programación Operación, trabajó para ISA desde 1987 – 2005, como ingeniero especialista. Sus principales áreas de interés son sistemas de control, operación de sistemas de potencia, redes inteligentes, fuentes no convencionales de energía renovable, uso racional de energía.

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Capacidad explicativa del ciclo económico colombiano,

a partir de los indicadores líderes del mercado de la energía. ¿Choque de corto plazo o cambio estructural?

Romel Rodríguez Hernández

Estudios Doctorales en Economía y Ciencias Sociales Unidad de Planeación Minero Energética - UPME


Capacidad explicativa del ciclo económico colombiano, a partir de los indicadores líderes del mercado de la energía. ¿Choque de corto plazo o cambio estructural?

E

ste artículo tiene por objeto mostrar la evolución que en las dos últimas décadas se ha presentado en la demanda de fuentes de energía (energía eléctrica y gas natural), el crecimiento económico y la actividad industrial. El estudio evidencia un cambio estructural en la capacidad explicativa del ciclo económico a partir de los indicadores líderes del mercado de energía que se relaciona con la pérdida de participación de la industria en el PIB, y la mayor participación que en éste viene teniendo el sector terciario de la economía, el cual no es intensivo en el uso de energías.

This article contributes to show the evolution during the last two decades at the energy demand (energy power and natural gas), economic growth and industrial activity. The empirics show structural changes in the explanatory power of business cycle from leading indicators in energy markets. That´s related with a several reduction in the participation of industry in gross domestic product (GDP). At the same time, commercial sector is increasing in the economy, a sector non intensive in energy.

Romel Rodríguez Hernández Estudios Doctorales en Economía y Ciencias Sociales Unidad de Planeación Minero Energética - UPME

Palabras Clave

Ciclo económico, energía eléctrica, gas natural, industria.

Keywords

Business Cycle, Electric Power, Natural Gas, Industry.

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I. INTRODUCCIÓN La relación entre energía y crecimiento económico ha sido explorada ampliamente en países desarrollados, y cada vez con mayor detenimiento en países emergentes, considerando la demanda de energía (principalmente la eléctrica) como uno de los principales indicadores líderes de la actividad económica [1]1. La determinación de la evidencia en la relación entre demanda de energía y crecimiento económico2 por medio de indicadores líderes se ha encontrado a partir del empleo de análisis econométricos, que establecen relaciones de largo plazo entre variables (Modelos de Cointegración – VEC) y/ o dinámicas de corto plazo a partir de la relación entre las tasas de crecimiento (Modelos de Vectores Autorregresivos – VAR) siendo los VEC los de mayor utilidad por preponderar el componente de tendencia en la relación presente entre las variables de energía y las de crecimiento [2]. Investigaciones recientes respaldan el fortalecimiento de la relación entre consumo de energía y crecimiento económico. Un estudio de Bildirici y Fazil Kayikci [3] muestra que el consumo de energía eléctrica está altamente relacionado con el crecimiento económico en los países emergentes de Europa Oriental; mostrando la experiencia de Bulgaria y Eslovaquia, Bildirici y Fazil Kayikci concluyen que preservar el consumo de energía genera a largo plazo un incremento del nivel del ingreso, por lo cual la generación de infraestructura que sustente incrementos adicionales en la demanda de energía es determinante en el crecimiento económico potencial en las regiones3.

de incertidumbre en la capacidad de expansión de la demanda de energía y su capacidad de explicar el ciclo económico, a pesar de considerar un escenario de menor crecimiento económico durante el siglo XXI, en un rango de 0% – 3%. Gilland considera que el crecimiento de la población al ser menor cada vez, contribuye a moderar el escenario de incertidumbre sobre la demanda de energía; sin embargo, un repunte de la dinámica de crecimiento potencial llevaría a incrementos en la demanda de energía, que estima en promedio por año en 20 GTOE, la cual provendría en un 50% al menos de combustibles fósiles. Éste aspecto condiciona las proyecciones de crecimiento económico y demanda de energía con las previsiones de producción de hidrocarburos, las cuales considera deben ser superiores en promedio por año a 1.7 toneladas de petróleo equivalente per cápita. Odhiambo [5] muestra al nivel de ingreso como un condicionante para que la demanda de energía pueda promover el crecimiento, y ser entonces un adecuado “driver” de la expansión de la actividad económica. Haciendo un análisis para cuatro países, Brasil, Uruguay, Costa de Marfil y Ghana, Odhiambo (Op. Cit) concluye que mientras en los países de ingresos medio alto, el consumo de energía explica el crecimiento económico, en los países de ingresos bajos es el crecimiento económico quien estimula la demanda de energía, por lo que infiere que la capacidad predictiva de la demanda de energía sobre la estimación del crecimiento económico está condicionada al nivel de ingreso de la economía.

Gilland en un estudio más amplio en el que incluye a la población en su análisis [4] muestra que la dinámica de crecimiento poblacional genera un alto grado

Chontanawat, Hunt & Pierse [6] en un estudio comparativo de la OCDE para 30 países de la OCDE y 78 que no pertenecen a ésta institución, categorizando por índice de desarrollo humano, confirman la evidencia de Odhiambo (Ibid.) en cuanto a que es mayor la

1

2

Se entiende por Indicador Líder, a todo dato que permita con anticipación a la publicación de los datos de crecimiento económico, estimar éste, es decir, su análisis permite anticipar el comportamiento del PIB con relación a los datos oficiales, permitiendo una lectura en tiempo real sobre la coyuntura de la actividad económica, el nivel de precios, la inflación y la generación de empleo. Los indicadores líderes comenzaron a emplearse en Estados Unidos durante la primera década del siglo XX; entre los que más destacan, están el índice de producción industrial, la capacidad instalada, el nivel de inventarios de producción, la solicitud de seguros de desempleo (donde existe esta figura), la demanda de energía, y la venta de vehículos. En Colombia, el liderazgo en la construcción de indicadores líderes ha estado a cargo de la Fundación para la Educación Superior y el Desarrollo (Fedesarrollo) y la Asociación Nacional de Instituciones Financieras (ANIF).

El crecimiento económico de un país o región, es la variación del producto interno bruto de una economía en un determinado período (por lo general anual, aunque también es frecuente estimarlo de forma trimestral). 3 Se entiende por crecimiento potencial, el crecimiento de largo plazo de la economía de un país, con uso óptimo de sus factores de producción, sin generar presiones inflacionarias (la tasa de desempleo es igual a la tasa natural o desempleo estructural). Estadísticamente se calcula a partir del componente de tendencia de la serie del Producto Interno Bruto observado.

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Capacidad explicativa del ciclo económico colombiano, a partir de los indicadores líderes del mercado de la energía. ¿Choque de corto plazo o cambio estructural?

correlación4 y causalidad entre energía eléctrica y PIB en países de altos ingresos pertenecientes a la OCDE. Mientras en el 70% de los países de la OCDE hay una relación significativa entre demanda de energía y crecimiento económico, solo en el 46% de los países No OCDE, hay una relación de causalidad entre éstas dos variables. Chontanawat, Hunt & Pierse (Op. Cit), encuentran que China e India las dos economías de mayor crecimiento desde la década de los noventa a nivel mundial, presentan la menor correlación entre demanda de energía y crecimiento, lo que justifican en el impacto de acuerdos firmados por éstos países para la promoción de eficiencia energética; para el resto de economías con baja correlación entre crecimiento y demanda de energía, concluyen que son países con alta actividad agrícola y bajo desarrollo industrial, por ende, menos dependientes de la demanda de energía eléctrica. Para el caso colombiano, Campo y Sarmiento [7] mediante el uso de modelos de data panel, encuentran una causalidad en ambas direcciones entre consumo de energía y PIB. Campo y Sarmiento (Op. Cit): un 1% de crecimiento del consumo de la energía conduciría a un incremento del 0.59% en el crecimiento económico y viceversa. Campo y Sarmiento consideran que la demanda de energía es a largo plazo una fuente de crecimiento económico, sustentando sus resultados en la baja elasticidad precio – demanda de la energia eléctrica en Suramérica, excepción de Argentina, Chile y Brasil. Este artículo mediante análisis de correlación, causalidad, Modelos VAR y VER Estructurales, examina para el caso colombiano la relación entre la demanda de energía y el crecimiento,buscando hallar la forma como la reducción en la participación de la actividad industria ha incidido en la causalidad del ciclo económico. 4 La correlación es un estimador estadístico que mide el grado de relación o correspondencia entre dos variables. Varía entre 0 y 1. A medida que se acerca 1, se afirma que hay una mayor correlación o relación estadística fuerte entre dos variables. Si se acerca a cero, se afirma que la relación entre las dos variables es estadísticamente débil. Una correlación alta se considera por encima de 0.7; para que se considere significativa, la correlación entre dos variables debe ser al menos mayor a 0.5. Cuando la correlación se ubica por debajo de 0.3, se afirma que la correlación es baja.

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Para ello emplea dos indicadores líderes de la actividad económica: el índice de producción industrial (IPI) y el índice de seguimiento de la economía (ISE), así mismo, la demanda de energía eléctrica y gas como referentes del mercado de energía. Los resultados pretenden mostrar que la relación de la demanda de energía eléctrica con respecto al PIB, considerando a los agentes que acuden al sistema interconectado nacional (SIN) ha venido cambiando en la medida que Colombia avanza hacia una economía terciaria, con una tendencia decreciente en la incidencia de la actividad de la electricidad en el PIB a largo plazo, lo que explicaría reducciones o descensos a futuro en la demanda de energía, considerando el alto volumen de costos, particularmente el costo de oportunidad, que genera, el adelanto de obras destinadas a mejorar la infraestructura de competitividad de Colombia.

II. UNA REVISIÓN A LA COMPOSICIÓN DEL PIB Y LA DINÁMICA DE CRECIMIENTO EN COLOMBIA La economía colombiana creció durante la última década 4.8% en promedio por año, 2.5 veces el nivel de crecimiento que exhibió entre 1995 y 2003. Colombia es una de las economías más estables de Latinoamérica, la de mayor crecimiento en la región durante la última década, y posicionarse entre las economías emergentes de mayor proyección. No obstante, el crecimiento ha estado impulsado por el auge del sector minero y de los sectores económicos terciarios, poco intensivos en demanda de energía (Gráficas 1 – 2).

Figura 1: Crecimiento Económico discriminado por Sectores, Fuente: DANE – Cálculos del Autor


Con excepción del transporte, que creció durante la última década en 5.7%, los demás sectores intensivos en el uso de energía eléctrica particularmente la industria, han tenido un bajo crecimiento. La industria entre 2005 y 2014, sólo creció 2.3%, y el sector agropecuario en 2.2%5. Mientras, el crecimiento de la construcción durante el mismo período fue 7.7%, y el sector financiero con 5.1%, fueron los más altos junto al citado del sector transporte6. 70% 60% 50% 40%

Transporte  Industrial  Residencial  Agropecuario y Minero  Comercial y Público  Construcciones

III. LA CAUSALIDAD ENTRE INDICADORES LÍDERES EN EL MERCADO DE ENERGÍA Y CRECIMIENTO ECONÓMICO

30% 20% 10%

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

0%

Figura 2: Composición Demanda de Energía Sectores Económicos, Fuente: SIEL – Cálculos del Autor.

Aunque el crecimiento económico de Colombia es satisfactorio, y se observa una relativa diversificación de la estructura del PIB desde el lado de la oferta agregada, la industria y el sector eléctrico que son motores de crecimiento por su efecto multiplicativo sobre los demás sectores, contribuyen con apenas el 15% de la producción nacional (Gráfica 3). 5

Las razones de la caída en la actividad industrial en Colombia en la última década son varias, sin que una sola por sí misma explique este hecho. En primer lugar, la mayor apertura ha desnudado problemas de competitividad relacionados con tecnología, capital humano, valor agregado y diferenciación, en segundo lugar, la fuerte apreciación del peso colombiano debido a los mayores flujos de inversión extranjera que ingresaron al país desde 2004 y el mejoramiento de la calificación de la economía colombiana por analistas externos, y la intensificación de la inversión en el sector minero energético, condujo a un fenómeno de enfermedad holandesa, que consistió en el encarecimiento de las exportaciones colombianas dado un menor precio del dólar, afectando negativamente su competitividad. Tercero, la entrada de almacenes de grandes superficies que compiten con bajos márgenes de intermediación (retail) impulsó las importaciones de manufacturas, reduciendo la demanda nacional de bienes producidos al interior de la economía colombiana. Por último, hay una transformación de parte de las firmas, que pasaron de ser productoras a comercializadoras de bienes; esto ha llevado a que el gremio que las representa, la ANDI, tenga ahora como parte de sus afiliados, a empresas del sector comercial [8].

6

Figura 3: Crecimiento Económico Anual Promedio por Sectores 2005 – 2014, Fuente: DANE – UPME.

La menor participación de la industria en el PIB no es un fenómeno exclusivo de Colombia. Responde a una tendencia mundial, tanto de países desarrollados como emergentes.

La causalidad entre actividad económica, demanda de energía eléctrica y demanda de gas ha cambiado en el curso de las dos últimas décadas, manifestando un cambio de la composición de la oferta agregada, orientada a sectores no intensivos en energía, con menor dependencia entre el ciclo económico y el ciclo industrial7. Debe diferenciarse entre la causalidad a través de la correlación entre series, y la causalidad entre ciclos de series (extrayendo el componente de tendencia) para comprender el alcance de la relación entre el ciclo económico y la dinámica también en ciclos de los indicadores líderes de la energía para el caso colombiano. Como indicadores líderes del mercado de energía, se han considerado 4: demandas de energía, gas, biodiesel y etanol, con período trimestral. Se incluyeron como variables macroeconómicas, el PIB Industrial y el PIB Total. Los análisis de correlación parcial (Graficas 4 – 11) sugieren un choque estructural debido a la mayor capacidad explicativa del ciclo económico a partir de la demanda de fuentes de energía, no así en la actividad industrial, donde la correlación con energía eléctrica 7 Más allá que la infraestructura energética y su demanda sean determinantes en el crecimiento económico, hay un consenso que en Colombia y en general en América Latina, la inversión en infraestructura es muy baja (2.7% del PIB a 2012 según la Comisión Económica para América Latina y El Caribe (CEPAL) siendo un factor “cuello de botella” que ha limitado el crecimiento económico de la región. La inversión en infraestructura se ha concentrado en transporte y energía, pero no ha corregido el rezago en vías, lo que reduce el impacto positivo de una mayor apertura al comercio con el resto del mundo, al ser altos los costos de transporte y fletes de centros urbanos a puertos, reduciendo la competitividad de las exportaciones latinoamericanas [9].

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Capacidad explicativa del ciclo económico colombiano, a partir de los indicadores líderes del mercado de la energía. ¿Choque de corto plazo o cambio estructural?

y gas, se ha reducido ostensiblemente. La correlación con biocombustibles ha aumentado, hecho que evidencia en la industria una mayor diversificación de sus fuentes de energía al igual que el resto de los sectores económicos, pero de forma más evidente y con una dinámica de sustitución más rápida con relación a las fuentes de energía tradicionales. La comparación del análisis de correlación de indicadores líderes (Gráficas 12 – 13), empleando IPI/ ISE, evidencia una pérdida de correlación de la demanda de energía con la actividad industrial pero no con la actividad económica, en el contexto de una relación de largo plazo.

Figura 4: Correlación ISE – Demanda de Energía Eléctrica, Fuente: Cálculos del Autor.

Entre 2010 y 2014 la correlación entre el IPI y el ISE, se redujo en 0.48. En cuanto respecta al empleo, el PIB, la energía y el dólar, son variables que en no más del 40% explican las variaciones de la actividad industrial.

Figura 7: Correlación ISE – Demanda de Biodiesel, Fuente: Cálculos del Autor

En general, estos resultados evidencian un desacople estructural de la producción industrial con relación al resto de la economía, y por ende, indican una menor capacidad como indicador líder del IPI para predecir la tasa de crecimiento económico en el caso colombiano. Por tanto, inferir el comportamiento a corto plazo del PIB de Colombia, según el desempeño de la industria, genera a priori un mayor sesgo en las predicciones de crecimiento económico. Adicionalmente, el desacople de la industria con el PIB, evidencia que los efectos de la apertura, la enfermedad holandesa, el retail, y la transformación del sector, son estructurales y pueden ser permanentes sobre el crecimiento de la industria a largo plazo.

Figura 8: Correlación IPI – Demanda de Energía Eléctrica, Fuente: Cálculos del Autor Figura5: Correlación ISE – Demanda de Gas, Fuente: Cálculos del Autor

Figura 6: Correlación ISE – Demanda de Etanol, Fuente: Cálculos del Autor

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Figura 9: Correlación IPI – Demanda de Etanol, Fuente: Cálculos del Autor


Figura 10: Correlación IPI – Demanda de Gas, Fuente: Cálculos del Autor

La identificación de ciclos permite en las variables identificar el componente de corto plazo, aislándolo el componente de tendencia. Esto se realiza a través del Filtro de Holdrick y Prescott. Contrastando el ciclo industrial con el ciclo económico, se evidencia en la última década una mayor volatilidad pero menor duración del segundo (Gráfica 14). ). Si bien en la última desaceleración de la economía (2008 – 09) la industria tuvo una recesión menos intensa que el resto de la economía, en los años siguientes, su recuperación fue inferior al resto del PIB. El ciclo de la demanda de energía eléctrica muestra ser el de mayor volatilidad, la cuál es a su vez menor en el ciclo de la demanda de gas (Gráficas 15 – 18).

Figura 11: Correlación IPI – Demanda de Biodiesel, Fuente: Cálculos UPME

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Figura 14: Ciclo Industrial Vs Ciclo Económico, (Miles de Millones de Pesos 2005), Fuente: DANE – Cálculos UPME

Figura 12: Correlación IPI – ISE, Fuente: Cálculos del Autor

Figura 15: Ciclo de la Demanda de Energía Eléctrica (GWh) Fuente: DANE – Cálculos UPME

Figura 13. Correlación IPI vs Indicadores Macro 2001 – 2014, Fuente: Cálculos del Autor

IV. DETERMINACIÓN DE CHOQUES ESTRUCTURALES. ESTIMACIÓN DE CICLOS Y ANÁLISIS ECONOMÉTRICO CON MODELOS VAR Y VEC

Figura 16: Ciclo de la Demanda de Gas GWh)

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Capacidad explicativa del ciclo económico colombiano, a partir de los indicadores líderes del mercado de la energía. ¿Choque de corto plazo o cambio estructural?

La actividad industrial no sólo se ha rezagado con relación a la demanda de energía eléctrica; también frente al empleo y el tipo de cambio. En cuanto biocombustibles, la demanda de etanol resulta ser cíclicamente más volátil con relación al biodiesel: ciclos cortos con alrededor de 18 meses de duración y picos más altos.

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Figura 19: Correlación entre Ciclos Fuente: Cálculos UPME

Figura 17: Ciclo de la Demanda de Etanol (BTU), Fuente: Ecopetrol – Cálculos UPME

En cuanto al ciclo de la demanda de biodiesel, es significativamente más amplio, con una duración promedio de 5 años, casi la totalidad del período observado. En la medida que los ciclos de las demandas de energías son más cortos con relación a los ciclos económicos, son menos confiables para la predicción; en este sentido, la demanda de gas es más confiable por su menor volatilidad, para hacer seguimiento al ciclo económico. No obstante, cuando se hace el análisis de correlación por ciclos, se encuentra una baja correlación del ciclo económico con todas las demandas de energía analizadas (Gráfica 19).

Figura 18: Ciclo de la Demanda de Diesel (BTU), Fuente: Ecopetrol – Cálculos UPME

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La última parte del análisis son los Modelos VAR (análisis en diferencias) y VEC (análisis de tendencias) para analizar la respuesta de la actividad económica a choques en la demanda de energía eléctrica, gas y combustibles con la ayuda de funciones impulso – respuesta (Gráficas 20 – 22). El primer modelo VAR relaciona el crecimiento trimestral del PIB industrial, con el PIB total, la demanda de gas y la demanda de energía, con periodicidad trimestral. Este modelo evidencia una mayor influencia de los choques de demanda de energía en cuanto su mayor duración, 4 trimestres, con relación a los demás choques. A largo plazo no hay efectos de un choque de la demanda de energía sobre el PIB. El choque de la demanda de energía eléctrica es más persistente, llegando a durar hasta 10 trimestres; mientras, un choque por demanda de gas tiende a durar solo 5 trimestres.

Figura 20: Impulso – Respuesta Modelos VAR. Crecimiento Económico Vs Demanda de Energía y Gas, Fuente: Concentra – Cálculos UPME


La demanda de energía eléctrica tiene una alta correlación con la actividad económica, pero ha reducido su correlación sobre la actividad industrial. A corto plazo, los efectos de la demanda de gas y la demanda de energía eléctrica sobre el crecimiento económico y el crecimiento industrial son despreciables, no así en el largo plazo, donde la demanda de gas tiene una mayor incidencia sobre el PIB, mientras la demanda de energía eléctrica tiene una mayor incidencia a largo plazo sobre la actividad industrial. I

Figura 21: Impulso – Respuesta Modelos VEC PIB Industrial Vs Demanda de Energía, Fuente: Concentra – Cálculos UPME

Figura 22: Impulso – Respuesta Modelos VEC PIB Vs Demanda de Energía, Fuente: Cálculos UPME

En el segundo modelo VAR, hay una similitud en la persistencia de los choques de la demanda de energía y gas, con la diferencia que la amplitud del choque es 25% mayor; en cuanto al choque de la demanda de gas, la amplitud de éste sobre la demanda de gas es 2 veces mayor con relación al PIB total, evidenciando la mayor sensibilidad de la industria con respecto al resto de la economía con relación a los choques que puedan generarse sobre la demanda de energía. De forma similar a lo que acontece con el PIB total, no hay efectos de largo plazo de los choques generados por la demanda de gas, y de forma similar con la demanda de energia eléctrica. Los resultados del VAR corroboran lo hallado en el análisis por ciclos: los choques por variaciones en la demanda de gas y energía eléctrica no tienen incidencia a largo plazo sobre el PIB y la actividad industrial.

V. CONCLUSIÓN Los indicadores del mercado de energía tienen un efecto significativo a largo plazo sobre la actividad económica, en particular sobre el PIB total y el PIB Industrial.

VI. REFERENCIAS [1] Stern, David I. (2004). Economic Growth and Energy. Rensselaer Polytechnic Institute Troy, New York. [2] Unidad de Planeación Minero Energética (2014). Informe de Demanda de Energía Eléctrica. Proyección 2014 – 20128 . Revisión Diciembre. [3] Bildirici, Melike Elif & Fazil Kayikci (2010). Economic growth and Electricity consumption in Emerging countries of Europa: an ARDL analysis. Economic Research - Ekonomska Istrazivanja Vol. 25(3) [4] Gilland. Bernard (1995). Population, Economic Growth, and Energy Demand, 1985-2020. Population and Development Review, Vol. 14, No. 2 (Jun. 1988), pp. 233-244 [5] Odhiambo, Nicholas. M (2014). Energy Dependence in Developing Countries: Does the Level of Income Matter?. International Atlantic Economic Society [6] Chontanawat, Jaruwan, Lester C. Hunt, & Richard Pierse (2006). Causality between Energy Consumption and GDP: Evidence from 30 OECD and 78 Non-OECD Countries [7] Campo, Jacobo y Viviana Sarmiento (2013). Latin American Journal of Economics Vol. 50 No. 2 pag. 233–255. [8] Kalmanovitz, Salomón (2010). Nueva Historia Económica de Colombia. Bogotá: Taurus. [9] CEPAL (2014). La brecha de infraestructura económica y las inversiones en América Latina. En: Boletín de Facilitación del Transporte y el Comercio en América Latina. Edición No. 332 – Número 4.

VII. RESEÑA AUTOR Romel Rodríguez Hernández, Economista, Magíster en Finanzas, Magíster en Economía. Estudios Doctorales en Economía y Ciencias Sociales. Profesional Especializado de la Unidad de Planeación Minero Energética UPME, Ministerio de Minas y Energía.

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Método para Estudio

del Campo Magnético en Subestaciones

Eugenio Betancur E., IE, PhD; Mario A. Suárez C., IE, EspTyD HMV Ingenieros


Método para Estudio del Campo Magnético en Subestaciones

E

n este documento se propone un modelo para evaluar el valor de Densidad de Campo Magnético Bxyz en todos los puntos de un corte vertical xy de una Subestación Eléctrica y así poder determinar el valor Bmax y definir su valor especialmente en sitios de acceso de personal. El valor Bxyz es especialmente complejo de calcular, dado que en la Subestación eléctrica se forma un entorno densamente construido, porque en ella se conectan simultáneamente líneas de transmisión, transformadores, equipos de medida y protección, equipos de compensación capacitiva o inductiva, estructuras metálicas puestas a tierra, etc. y todos estos equipos contribuyen a la formación del campo total Bxyz. El efecto del Campo Magnético puede ser de especial gravedad cuando se tienen grandes corrientes en los conductores de la subestación o cuando las distancias de seguridad respecto al piso de la subestación o entre fases no se han respetado adecuadamente; en estos casos la densidad de Campo Magnético puede ser mayor que un valor crítico (B0) dado por normas y entonces afectar la salud de las personas o la integridad de equipos susceptibles de la influencia del Campo Magnético. Con el modelo digital propuesto se calculan inicialmente los potenciales vectoriales magnéticos Axyz y a partir de estos valores se define mediante una operación vectorial, el Campo Magnético Bxyz para todos los puntos xyz alrededor de los cables conductores y equipos de la subestación para determinar finalmente el valor Bmax. Este método, que resulta de la aplicación de principios teóricos a situaciones prácticas de las subestaciones, resulta muy efectivo para el estudio del Campo Magnético en subestaciones eléctricas HV y EHV. (CM: Campo Magnético)

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Eugenio Betancur E., IE, PhD; Mario A. Suárez C., IE, EspTyD HMV Ingenieros

Palabras Clave

Ciclo económico, energía eléctrica, gas natural, industria.

Keywords

Business Cycle, Electric Power, Natural Gas, Industry.


I. INTRODUCCIÓN En un estudio anterior [1] se ha propuesto un modelo digital para la evaluación del Campo Eléctrico en Subestaciones y de los efectos nocivos que un alto valor de Campo Eléctrico puede producir en el entorno de los equipos, como efecto corona, ruido audible, interferencia electromagnética y preparación del ambiente para el inicio de descargas eléctricas. Como complemento dual se propone ahora un nuevo modelo teórico - gráfico en forma de simulador digital para evaluar el valor del CM Bxyz en todos los puntos de un corte vertical xy de una Subestación Eléctrica y definir su valor especialmente en sitios de interés como rutas de acceso de personal. También es útil para resolver otros problemas como por ejemplo el de inducción magnética de tensiones en circuitos vecinos. La novedad del modelo consiste en definir el valor del CM resultante del efecto acumulado debido a la corriente de cada uno de los equipos conectados en una subestación.

II. PROCESO GENERAL Y RESULTADOS DEL MODELO PROPUESTO PARA EL CM Este estudio del CM en un plano de corte xy de una subestación eléctrica se hace en dos pasos: Primero se calculan los potenciales vectoriales magnéticos  Ax, Ay, Az y segundo, utilizando la definición , se evalúa la densidad del campo magnético y su módulo |Bxyz| para todos los puntos de dicho plano. La información básica está constituida por las corrientes Iz perpendiculares al plano xy de estudio y las corrientes Ix, Iy horizontales y verticales contenidas en dicho plano xy; y también por todos los datos geométricos de los elementos contenidos en el corte xy estudiado. Obtenido todo valor Bxyz, fácilmente se puede hacer un seguimiento del módulo del campo magnético a lo largo de un recorrido interno a la subestación con cables energizados longitudinales y transversales encima, para obtener una función de campo magnético contra distancia B=f(x), a fin de comparar este resultado contra el valor máximo permitido por el RETIE [2] y recomendado por la International Commission on Non-Ionizing Radiation Protection (ICNIRP) [3], del orden de 1000 T para recorridos a 1 m de altura.

III. DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO PROPUESTO PARA EL CM 3.1 Norma EPRI para Cálculo del CM El método para el cálculo del CM en Subestaciones sigue la recomendación dada por la EPRI ([4] - EPRI AC Transmission Line Reference Book – 200 kV and Above, Red Book, Third edition, Dec. 2005) para evaluación del campo magnético producido por varios conductores distribuidos en un espacio tridimensional x, y, z (No. 7.4.4), la cual indica que, para estos casos, se debe aplicar la ley de Biot-Savart que se expresa en la siguiente forma:

ˆ

Ley de Biot-Savart:

(1) Donde:

es campo magnético observado debido a dado en Wb/m2 = T (Ver Figura 1) es la permeabilidad magnética del aire de valor 4 x10-7 (N/A2) es la corriente (A) de un conductor en el espacio xyz de la subestación es vector unitario desde un diferencial del conductor dl1 (m) hasta el punto donde se produce el campo magnético es distancia desde un diferencial del conductor dl1 hasta el punto donde se produce el Campo magnético

3.2 El potencial vectorial magnético, base del método. Una forma práctica para seguir la norma EPRI citada, es aprovechar la facilidad de que la ley de Biot-Savart se puede expresar  en términos del potencial vectorial magnético (Ver Anexo 1) mediante un operador rotacional así:  (2)  Ley de Biot-Savart: Donde: es el potencial vectorial magnético con valor dado por: . (3)

El potencial vectorial magnético resulta ser un vector siempre paralelo a la corriente inductora . Esta propiedad sugiere que el procedimiento de cálculo  del CM se facilita, si se hace a partir del cálculo de que e réplica vectorial de . En la Figura 1 se observa un resultado típico para el potencial vectorial magnético producido por una

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línea trifásica de conducción eléctrica, para el instante cuando la fase A (extrema izquierda) lleva la corriente máxima.

Figura 2. Variables y Cables sobre el eje z

Figura 1. Esquema del potencial magnético Az, producido por Iz en cables trifásicos

3.3 Proceso general del método propuesto: CM El procedimiento propuesto aplica las anteriores leyes (1), (2) y (3) en un plano de corte xy de la subestación estudiada, el cual incluye las fases portadoras de corriente en barrajes y conectores (perpendiculares z y contenidos en el plano xy). Se cuida de incorporar a este plano xy la vía de paso de personal en la subestación que puede resultar afectado. El plano xy se particiona en muchas cuadrículas de anchura casi nula tal que posteriormente se pueda plantear un algoritmo incremental de diferencias finitas. Se definen los valores de corriente en todos los conductores en el espacio de la subestación y se clasifican como Iz las corrientes perpendiculares al plano de estudio (Figura 2) e Ix, Iy las corrientes horizontales y verticales respectivamente (Figura 3 y Figura 4), contenidas en plano xy estudiado. El proceso tiene los 4 siguientes pasos: Paso 1: El proceso, en primer lugar, calcula los potenciales vectoriales magnéticos Ax, Ay, Az correspondientes a la corriente de las fases en cada una de las barras perpendiculares (z) (Figura 2) y de los cables contenidos (xy) (Figura 3 y Figura 4) en el plano estudiado de la subestación, teniendo como fundamen to el integral del potencial vectorial magnético de la ecn. (3); este potencial resulta (afortunadamente) paralelo a las respectivas corrientes inductoras.

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Figura 3. Variables y Cables sobre el eje x

Figura 4. Variables y Cables sobre el eje y Aplicando la fórmula de (3) a un cable portador de corriente , (Ver Figura 5) se a (Figura 2) de longitud produce un potencial vectorial magnético dado por la expresión: (4)


Las derivadas parciales de (7) y (8) se calculan aplicando el método de las diferencias finitas con movimientos incrementales x, y, z, aplicadas en fórmulas como las expresiones siguientes correspondientes a derivadas del campo Ax: (9a) (9b)

Figura 5. Variables eléctricas y geométricas para cálculo de A, B del cable finito (-L1, +L2)

Efectuando la integración de (4) (Ver Anexo 2) para Iz se obtiene: 0 z

(5) En forma similar, para cables con corriente Ix, Iy se obtiene: 0

(6a) (6b) Paso 2. A partir de los valores potenciales magnéticos Ax, Ay, Az para el plano de corte xy de la subestación  y utilizando el principio del rotacional (2), se evalúan los componentes Bx, By, Bz de la densidad del CM en T y su módulo para todos los puntos de dicho plano. El rotacional se aplica para todos los puntos del plano xy estudiado mediante la siguiente expresión: −

(7) Para cables perpendiculares, portadores de Iz, se produce un potencial vectorial magnético Az y un campo Bxy, solo contenido en el plano xy de valor: −

(8)

Paso 3. Se hace seguimiento del módulo del CM a lo largo de recorridos longitudinales internos, sea en un eje horizontal (x) o un eje vertical (y), especialmente en el eje que contenga el paso de personal de trabajo a 1 m de altura y se obtiene una función del CM contra distancia recorrida. Se compara finalmente este resultado contra el valor máximo establecido por el RETIE [2] y recomendado por la International Commission on Non-Ionizing Radiation Protection (ICNIRP), de 1000 T [3]. Paso 4. Si se requiere, se calcula también la inducción de tensión en otros cables paralelos (cables de comunicaciones o de control) por variación de B, siguiendo la definición de VL en función del campo eléctrico, el teorema de Stoke’s y la ley de Faraday mediante el siguiente procedimiento: 

(10)

IV. CASO DE ESTUDIO PARA DEFINICIÓN DEL CM EN UNA SUBESTACIÓN A 220 KV 4.1 Corte xy escogido de la subestación estudiada En la Figura 6 se muestra el perfil del plano xy estratégicamente escogido de una Subestación a 220 kV, en el cual se ubican los equipos de conexión de líneas que llegan a un barraje y en el que se destacan seccionadores, cadenas de aisladores, estructuras metálicas, cables de guarda, etc. Este corte xy tiene una alta densidad de equipos con barras horizontales contenidas en el plano xy y barras perpendiculares al plano xy. La zona de estudio aparece en blanco en un recuadro rojo y sobre ella se traza una

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cuadrícula que orienta la partición en cuadrículas de anchura para la evaluación digital. La alta densidad de elementos y corrientes en los ejes xyz, produce valores combinados y críticos del CM.

Las curvas del potencial magnético constante (señaladas con colores diferentes para cada valor) dibujan mayores valores alrededor de los conductores pero se van atenuando hacia la periferia y hacia el piso de la subestación. Su forma de tipo circular permite evaluar en forma fácil la rotacionalidad correspondiente al CM.

Figura 6. Corte xy escogido para la subestación estudiada

4.2 Modelo para simulación del corte xy escogido En la Figura 7 se muestra el esquema de simulación del plano xy para la subestación estudiada. Este plano está dibujado a escala, conservando las dimensiones de la Figura 6. Sobre este perfil se plantean las condiciones de corrientes Ixyz y a partir de él se hace el estudio matemático con las ecuaciones (5) a (9) que produce finalmente el valor del potencial vectorial magnético Axyz y del CM en la SE.

Figura 8. Resultado del Potencial Vectorial Magnético Az

En la Figura 9 se presentan las curvas de equipotenciales vectoriales magnéticos Axyz producidos ya por todas las corrientes presentes en la subestación Ix, Iy, Iz. Las corrientes Ix, Iy forman contribuciones al barraje de valor de 750 A. Las curvas del potencial magnético constante (señaladas con colores diferentes para cada valor) dibujan en cierta manera el perfil de conexiones en la subestación con mayores valores sobre los elementos conductores los cuales se van atenuando hacia la periferia y hacia el piso de la subestación.

Figura 7. Modelo de simulación del corte xy escogido

4.3 Resultados del potencial vectorial magnético A Los resultados obtenidos corresponden a una subestación con barrajes y equipos que portan una corriente máxima de 750 A para manejo de una potencia trifásica máxima en estado normal de operación de 285 MVA. En la Figura 8 se presentan las curvas de equipotenciales vectoriales magnéticos Az producidos exclusivamente por una corriente Iz la cual se supone circulando en barras de 2 conductores para un corriente total del orden de 1500 A por fase del barraje.

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Figura 9. Resultado del Potencial Vectorial Magnético |Axyz|


Resulta interesante comparar estos equipotenciales magnéticos debidos a corrientes con los equipotenciales eléctricos obtenidos en el estudio anterior de campo eléctrico [1] y que son debidos a las tensiones de los equipos. A tal efecto en la Figura 10 se ilustra el valor de dichos equipotenciales eléctricos para la misma subestación. Las curvas del potencial eléctrico constante (señaladas con colores diferentes para cada valor) dibujan también el perfil de conexiones en la subestación.

En la Figura 12 se muestra el resultado final más importante, correspondiente a la densidad total de CM Bxyz producido por todas las corrientes presentes en la subestación Ix, Iy, Iz de valor de 750 A en las conexiones y de 1500 A en el barraje. Las curvas del campo magnético total (señaladas con colores diferentes para cada valor) muestran la bandas envolventes de Faraday alrededor de todos los cables conectados en la subestación bajo influencia de todas las corrientes Ix, Iy, Iz.

Figura 12. Resultado del Campo |Bxyz| producido por Ix, Iy, Iz Figura 10. Resultado del Potencial Escalar eléctrico |Vxyz|

4.4 Resultados del Campo Magnético B Los valores obtenidos del potencial vectorial magnético mostrados en el numeral anterior permiten llegar con la operación rotacional , al resultado realmente importante, cual es el valor de la densidad de campo magnético . En la Figura 11 se muestra el resultado para el CM Bxy producidos exclusivamente por una corriente Iz de 1500 A por fase del barraje. Las curvas del campo magnético constante (señaladas con colores diferentes para cada valor) muestran la bandas envolventes de Faraday alrededor de las fases del barraje, equivalentes al valor del CM en un sitio alejado de la subestación, sin influencia de los componentes Ix, Iy.

Figura 11. Resultado del Campo Bxy producido por Iz

En la parte inferior de la gráfica de |B| se muestra en línea roja punteada el eje a 1 m de altura del recorrido sobre el que se valida el valor contra lo reglamentado por el RETIE. En la Figura 13 y Figura 14, se presenta el mismo resultado correspondiente a la densidad total de CM Bxyz, pero evaluado en planos paralelos al plano xy de la subestación, ubicados a distancias 2 (0.8 m) y 4 (1,6 m) respectivamente. Este es el denominado “Efecto Scan” que adicionalmente permite evaluar las derivadas con respecto a una variación z. Estos resultados son producidos al exterior, por todas las corrientes Ix, Iy, Iz contenidas en el plano xy de la subestación.

Figura 13. Resultado (Scan) del Campo |Bxyz| a 2 z

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Figura 14 Resultado (Scan) del Campo |Bxyz| a 4 z

Las curvas del campo magnético total de la Figura 13 y Figura 14 (señaladas con colores diferentes para cada valor) muestran valores que comparados con los de la Figura 12 van decreciendo y pareciéndose cada vez más al CM de las fases de los barrajes exteriores al plano xy y mostrados en la Figura 11. 4.5 Resultados del CM en la SE a 1 m y 2 m de altura En la Figura 15 se ilustra el resultado de la evaluación de CM en un recorrido a 1 m y a 2 m de altura sobre el piso a lo largo de todo el perfil xy de la subestación. En la parte superior de la figura se ilustra el corte xy estudiado y en forma coincidente paralela se presenta el resultado de B( T) contra el eje x de la subestación. En la parte inferior de la Figura 15 se muestra el resultado del módulo del campo magnético a 1 m de altura en las subestación s 220 kV, calculado con las 3 fases energizadas, con todos los cables xyz portando corriente y con la fase A en su valor máximo de corriente de 1500 A. Se observa que 1 m de altura el valor del campo magnético tiene valor medio de 100 T y valor máximo de 140 T y a 2 m de altura tiene un valor medio de 180 T y valor máximo de 280 T.

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Figura 18. Resultado |B|( T) para una alturas de 1m (azul) y 2m (rojo)

Se ilustra con líneas verticales punteadas rojas la delimitación del paso de personal en donde el campo magnético, para 1 m de altura, varía entre 85 T y 100 T. En todos los casos el campo magnético es siempre menor del valor máximo dado por el RETIE [2] de 1000 T.

V. CONCLUSIONES Con las simulaciones hasta ahora efectuadas, el nuevo método para cálculo de los potenciales vectoriales magnéticos y de la densidad de campo magnético B, utilizando principios de la teoría electromagnética, ha mostrado ser una herramienta complementaria relativamente fácil de utilizar y que brinda resultados confiables y precisos en líneas y subestaciones a EHV. Con este nuevo método se explora de una manera gráfica toda la forma del campo magnético producida por fases se acerquen a cuerpos puestos a tierra o a otros equipos, como es el caso de la entrada de las líneas de transmisión a las subestaciones, en donde aparece toda otra cantidad de equipos, estructuras metálicas, puestas a tierra y todo tipo de configuraciones dispuestas en forma aleatoria en cada subestación operando generalmente a diferentes tensiones. Con el método se determina gráficamente el mapa de equipotenciales vectoriales magnéticos Axy en cada punto del espacio xy estudiado, mapa especialmente útil en diseño de subestaciones, en donde las equipotenciales Axy toman todas las formas posibles dejando la circularidad propia que se forma alrededor de las líneas aéreas, y en general produciendo


formatos aleatorios con altas turbulencias eléctricas y por consiguiente, un elevamiento especial del campo magnético Bxyz. El método permite también hacer eficientemente análisis de sensibilidad a cualquier parámetro de diseño que pueda influir en valor del campo magnético. El método ha mostrado suplir una necesidad para verificar el cumplimiento de la norma sobre valor máximo permitido de CM a 1 m de altura en las subestaciones y ha permitido evaluaciones complementarias de inducciones magnéticas y otros efectos. De todas maneras es todavía necesario hacer validaciones más amplias para perfeccionar su proceso y aplicación y dar garantía final de la precisión y validez de los resultados que con él se obtengan.

VI. REFERENCIAS [1] “Equipotenciales y Campos Eléctricos para Estudio del Efecto Corona en Subestaciones” - Eugenio Betancur E., IE, PhD; Mario A. Suárez C., IE, EspTyD, Luis D. Pabón O., IE - HMV Ingenieros – Área Estudios Eléctricos – Premio ASOCODIS Noviembre 2013. [2] RETIE, Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, Edición actualizada, 2013. [3] Guidelines for limiting exposure to time-varying electric, magnetic and electromagnetic fields (1 Hz-100 kHz), ICNIRP, 2010. [4] EPRI AC Transmission Line Reference Book – 200 kV and Above, Red Book, Third edition, Dec. 2005. [5] W. H. Hayt, Jr., ¨ENGINEERING ELECTROMAGNETICS¨, Book, McGraw Hill Book Co. Inc. NY, USA, 1967. [6] Carl T. A. Johnk, “ENGINEERING ELECTROMAGNETICS FIELD AND WAVES”, Book, John Wiley & Sons. N.Y., USA, 1988. [7] Guidelines for limiting exposure to time-varying electric, magnetic and electromagnetic fields (1 Hz-100 kHz), ICNIRP, 2010. [8] P. L. Lorrain, D. Corson, Electromagnetic Fields and Waves, Book, W. H. Freeman Co., San Fco., USA, 1970.

VII. LOS AUTORES Eugenio Betancur Escobar, IE, MSc, PhD., es Asesor de Estudios Eléctricos en HMV Ingenieros. Ha laborado en Estudios de Sistemas Eléctricos, en aplicaciones de Planeación, Diseño, Operación, Protecciones, Conexión de centrales para Sistemas Eléctricos nacionales y de otros países. Ha trabajado en HMV, en la cual fue Director del Área de Estudios Eléctricos; pero también en otras empresas como ISA, en la que fue coordinador del área de Expansión de la Transmisión. También se ha desempeñado como Profesor Universitario en la UPB y en otras Universidades nacionales y extranjeras en áreas teóricas y prácticas de la Ingeniería Eléctrica, especialmente en análisis, planeación, operación y síntesis de Sistema de Potencia. Ha sido también Director del CIDI de la UPB y Decano de la Escuela de Ingenierías de la UPB. Mario Alberto Suárez C., IE, EspTyD, es actualmente Director Área de Estudios Eléctricos HMV. Ha laborado como Ingeniero consultor en HMV Ingenieros en el área de Estudios Eléctricos, en problemas de Planeación, Diseño, Operación, Protecciones, Conexión de centrales para Sistemas Eléctricos nacionales y de otros países. En paralelo con su labor en Ingeniería aplicada se ha desempeñado como Profesor en Universidades nacionales por más de 10 años e instructor internacional de ingenieros de operación y diseño de líneas y subestaciones, especialmente en temas de estudios transitorios y coordinación de aislamiento.

ANEXO 1

DEFINICIÓN DE A, A PARTIR DE LA LEY BIOT-SAVART Se parte de la ley de Biot-Savart que se expresa en la siguiente forma:

Donde: B 2 es campo magnético observado debido a  I1dado en Wb/m2 = T (Ver Figura 1) es la permeabilidad magnética del aire de valor  I1 es la corriente (A) de un conductor en el espacio

xyz de la subestación âr es vector unitario desde un diferencial del

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conductor dl1 (m) hasta el punto donde se produce  el campo magnético B r es distancia desde un diferencial del conductor dl1 hasta el punto donde se produce el Campo  magnético B

ANEXO 2

DEFINICIÓN DE A PARA UN CABLE PORTADOR DE CORRIENTE Para un cable portador de corriente I = I z aˆ z de longitud LT = L1 +L2, se produce un potencial vectorial magnético dado por la expresión:

Las definiciones de las variables se ilustran en la siguiente Figura A1:

A=

µ0 4π

I1.dl1 r LT

(Wb / m)

la cual se aplica en los siguientes términos (Ver Fi+L gura A.1): µ 2 I z aˆ z dz Az = 0 ∫ (Wb / m) 4π − L1 r02 + z 2 1/ 2

()

Efectuando la Integración para el cable e Iz de la figura, sustituyendo las variables z = r0 tan θ dz = r0 sec 2 θ .dθ, se tiene:

El integral se reduce a: Figura A.1 - Variables para cálculo de A y B

 1 

θ2

1

Con ∇ 2   = − 2 aˆ r la ley Biot - Savart se expresa: r12  r12   1  µ B 2 = 0 ∫ ∇ 2   × I 1 .dl1 (T ) 4π LT  r12  

Con∇ 2 × I1 = 0,

B2 =

µ0 4π

 1 ∇ 2 × I1 = 0 el integrando se amplía así: r

  1 ∫L ∇ 2  r12 T 

Con la identidad tado es:

  1  × I 1 + ∇ 2 × I 1 .dl1 r   

(T ) , el resul-

 1  µ0 ∇ 2 ×  I 1 .dl1 (T ) ∫ 4π L  r12    µ 0 I1 .dl1   B2 = ∇ 2 ×   (T ) ∫  4π LT r12 

B2 =

T

Separando, se tiene:

  µ 0 I 1 .dl1 (T ) (Wb / m) A2 = 4π L∫T r12  De donde se infiere la forma de A, potencial vectorial  magnético. El potencial vectorial magnético A es un  B 2 = ∇ 2 × A2

vector siempre paralelo a la corriente inductora I1

70

µ Az = 0 ∫ I z aˆ z sec θ .dθ 4π θ

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(Wb / m)

1

Az =

θ2

µ0 I z aˆ z  ln(secθ + tan θ ) 4π θ

(Wb / m)

1

R2 L2 + µ I aˆ secθ 2 + tan θ 2 µ 0 I z aˆ z r0 r0 = ln Az = 0 z z ln R1 L1 4π sec θ1 + tan θ1 4π − r0 r0

Az =

µ 0 I z aˆ z R2 + L2 ln 4π R1 − L1

(Wb / m)

(Wb / m)

De la ecuación anterior, se obtiene la expresión final utilizada en este estudio:

L22 z + r02 + L2 z µ 0 I z aˆ z Az = ln 4π L12z + r02 − L1z

(Wb / m)


Metodología para el dimensionamiento y la selección

del Interruptor de Potencia para Generadores (GCB) usando etap

Rafael Franco Manrique, Ingeniero Líder de Ventas y Soporte Técnico Software etap

César Augusto Ramos

Ingeniero Auxiliar de Estudios en Sistemas de Potencia etap PTI S.A


Metodología para el dimensionamiento y la selección del Interruptor de Potencia para Generadores (GCB) usando etap

E

l propósito de este artículo es presentar una metodología para el dimensionamiento y selección de un interruptor de potencia usado para protección de generadores (GCB); Para tal fin, se usa como caso de estudio el ejemplo incluido en el Anexo A de la IEEE C37.13 -1997 simulado en el software etap y se utiliza el módulo de IEC para ilustrar el comportamiento de las corrientes para los escenarios estudiados y seleccionar la corriente de interrupción apropiada para el GCB. La metodología incluye la evaluación de dos escenarios de cortocircuito para el sistema, luego se presentan los resultados y las gráficas de corrientes IEC para registrar los aportes del sistema y del generador a la falla. Finalmente, se concluye sobre los resultados obtenidos mostrando la importancia de la apropiada selección del GCB de acuerdo a las normas mencionadas haciendo uso del software etap.

The purpose of this article is present a methodology for the Sizing and Selection of a Generator Circuit Breaker, used specifically for Generator Protection; for that matter, as a study case, we use the example included in the Annex A of the standard IEEE C37.13 -1997 simulated on the etap software and is used the IEC 61363 to illustrate the currents behavior for the studied scenarios to select the appropriate breaking current for the GCB. The methodology includes the assessment of two short-circuit scenarios, then the results are shown and the IEC current plots to register the system and generator fault contributions. Finally, it is concluded about the obtained results, showing the importance of the appropriate selection of the GCB according to the mentioned standards using etap software.

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Ing. Rafael Franco Manrique, Ingeniero Líder de Ventas y Soporte Técnico Software etap Ing. César Augusto Ramos Ingeniero Auxiliar de Estudios en Sistemas de Potencia etap PTI S.A

Palabras Clave

GCB, Dimensionamiento, Selección, IEEE C37.13, IEC 61363, etap

Keywords

CB, Sizing, Selection, IEEE C37.13, IEC 61363, etap


I. GLOSARIO Interruptores de Potencia de Generadores (GCB): Los interruptores que son conectados entre un generador de gran potencia (100 MVA hasta 1800 MVA) y transformador elevador. Duty (capacidad de interrupción): El trabajo o la operación de interrupción para un equipo o dispositivo durante la condición de cortocircuito.

Para terminar, en este artículo se presenta la metodología para el dimensionamiento de los GCB usando la simulación de cortocircuito del ejemplo Anexo A IEEE C37.13-1997 del software etap, mostrando como se calculan los parámetros del interruptor de potencia a partir del estado y los datos del sistema, concluyendo sobre la viabilidad de utilizar el software etap para este proceso.

III. METODOLOGÍA II. INTRODUCCIÓN La importancia en el dimensionamiento y la selección de un interruptor de potencia para generador (GCB) adecuado, radica en las condiciones particulares de generación, dado que las características y capacidad de interrupción tienen que garantizar ser óptimas para el funcionamiento del sistema de potencia. La norma IEEE C37.13-1997 establece los requerimientos para el interruptor de potencia de AC para generadores, con base en una corriente simétrica, aplicada directamente en los terminales de salida del generador. Los requerimientos de uso y dimensionamiento de estos interruptores no están cubiertos de manera adecuada por otras normas, por lo que se hizo necesaria esta reglamentación [1]. Además, la norma IEC 61363-1 establece los cálculos numéricos para encontrar la ecuación de la forma de onda de cortocircuito para interruptores de potencia de uso general, dado que en IEC no existe una norma específica para los GCB. En los últimos años se han realizado varios estudios, enfocándose en la importancia de este tema para la confiabilidad de los sistemas de potencia. En un estudio realizado por Chanda et al. [2], se discute acerca de la selección de un GCB en casos donde la falla simétrica, cercana a los terminales de grandes generadores, presenta un alto grado de asimetría. Por su parte, Dartwan et al. [3] con el objetivo de evaluar el Duty (capacidad de interrupción) de cortocircuito de un GCB usando las normas IEEE e IEC, proporciona comparaciones entre los cálculos realizados para dimensionar un interruptor de uso general y un GCB, tomando como caso de estudio un sistema de ciclo combinado con dos generadores. Sin embargo, dichos cálculos son realizados de forma teórica.

La metodología para el adecuado dimensionamiento y selección del GCB se presenta a continuación: A. Planteamiento del Problema En los sistemas de potencia las capacidades y características de interrupción del GCB son determinadas por las corrientes de cortocircuito que están asociadas a las contribuciones del sistema y del generador respectivamente. Generalmente, las corrientes de falla que son alimentadas por el sistema ver Figura 1 a), típicamente son de magnitud mayor que las alimentadas por el generador en la mayoría de los casos [2], pero las corrientes de fallas del generador pueden presentar un mayor grado de asimetría (mayor componente de DC), ver Figura 1 b) [3].

Figura 1. Contribuciones de Cortocircuito: a) Lado Sistema y del b) Lado Generador tomado del Anexo A1 IEEE C37.013-1997

Existe la probabilidad de seleccionar un GCB dimensionado con capacidades conservativas o también se puede seleccionar un GCB con características

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Metodología para el dimensionamiento y la selección del Interruptor de Potencia para Generadores (GCB) usando etap

constructivas inferiores. Como se puede inferir, ninguna de las dos filosofías de dimensionamiento es deseable en un proyecto o instalación que requiera un GCB. Hay pocos fabricantes de interruptores para generador, y por esta razón, los modelos disponibles son limitados. Para determinar el tipo de GCB requerido por el sistema de potencia de Alta o Media Tensión en particular, es necesario realizar una evaluación de las capacidades y características adecuadas siguiendo los lineamientos de la IEEE C37.013 [2] [3]. Resumiendo lo anterior, el interruptor de potencia del generador (GCB), es el elemento de protección principal de una planta de generación de energía eléctrica. Su importancia radica, en que tiene como función proteger componentes críticos para el sistema como generadores y transformadores, siendo así, un factor clave para garantizar la confiabilidad y la estabilidad del sistema. Por medio del ejemplo que se encuentra en el Anexo A1 de la norma IEEE C37.013-1997 [1], realizamos la evaluación de las condiciones y requerimientos de la norma que nos permiten dimensionar correctamente un GCB simulando dicho sistema en el software etap. B. Diagrama Unifilar Se muestra el diagrama unifilar del sistema SC-Example- ANSI-3 empleado como caso de estudio en la Figura 1.

Fígura 3. Propiedades del GCB en el software etap

Se efectúa la asociación del Gen CB insertado al Gen1, como muestra la Fígura 3, dado que así etap utilizará la IEEE C37.013-1997 [1] para efectuar la evaluación de cortocircuito y no será evaluado como un interruptor de potencia para uso general (HVCB). Además cabe anotar que el GCB requiere estar localizado en el sitio adecuado del sistema, entre las etapas de generación y transformación, para que el software lo evalúe según la norma mencionada. D. Simulación de Cortocircuito Para encontrar las corrientes totales de cortocircuito simétrico (trifásico) para los dos escenarios de carga estudiados, se realiza la evaluación de cortocircuito para el sistema estudiado con las condiciones descritas a continuación.

Figura 2. Ejemplo de GCB en el software etap

C. Modelado del GCB Para efectuar el modelado del GCB, insertamos el elemento Gen CB en el diagrama unifilar en etap, como se muestra la Figura 2. Ingresamos al cuadro de diálogo para modificar las propiedades del elemento como se muestra a continuación en la Fígura 3.

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Figura 4. Simulación de Cortocircuito – Aporte del Sistema a la Corriente de Falla

Usando el módulo de IEC 61363 de cortocircuito en etap, se obtiene la gráfica de corriente total como muestra la Figura 5.


E. Resultados Se presentan los resultados de simulación de cortocircuito para el sistema estudiado.

TABLA I. Falla Simétricas según IEC 61363 Obtenidas en las Barras A1 y B1

Figura 5. Corriente Total de Falla Simétrica – Lado Sistema

Segundo, se analizan los aportes del generador al cortocircuito en vacío, ubicando una falla simétrica en la Barra A1 como muestra la Figura 6.

Se observa que el escenario crítico se presenta cuando se evalúan los aportes del sistema a la falla, tal como se había podido esperar. Por lo que se selecciona la corriente simétrica de falla que incluye las contribuciones del lado del sistema para el dimensionamiento del GCB. Según el tipo de carga conectada, se muestran los datos del factor de potencia entregado, de acuerdo a la siguiente estimación presentada por el software:

Figura 6. Simulación de Cortocircuito - Aporte del Generador a la corriente de Falla

Por medio de la simulación con el módulo de IEC 61363 de cortocircuito, en la Figura 7 se muestra la gráfica de corriente total obtenida.

Figura 7. Corriente Total para Falla Simétrica – Lado Generador

TABLA II. Corriente de Cortocircuito Instantánea (1/2 ciclo) del GCB para diferentes FP según los escenarios simulados

En el caso de una carga con un factor de potencia en atraso (inductiva), para el caso del generador del lado del sistema, el voltaje interno del generador será mayor por lo que se presentará una sobretensión y la corriente de falla tendrá un valor adicional el cual depende de la FLA del generador incrementada por la baja impedancia del generador. De manera inversa ocurre para una carga en adelanto (capacitiva), se presentará un aporte de cortocircuito mayor debido a que en este caso el generador estará consumiendo reactivos para suplir la carga y se presenta una subtensión en la barra y el voltaje interno del generador será menor.

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Metodología para el dimensionamiento y la selección del Interruptor de Potencia para Generadores (GCB) usando etap

F. Conclusiones • El software etap nos sirve como herramienta para calcular la corriente mínima de cortocircuito para el dimensionamiento del duty de un GCB. En todas las aplicaciones prácticas, la contribución al cortocircuito del sistema es mayor que la contribución del generador, por esta razón la corriente de cortocircuito proveniente del generador es usada para verificar la clase del interruptor GCB. • La norma IEEE C37.013-1997 no especifica un método para calcular la relación X/R; la cual es necesaria para calcular las corrientes pico y asimétricas de la corriente simétrica. En el software etap se utiliza el equivalente X/R de todo el sistema para calcular las corrientes de acuerdo con la IEEE C37.010-1979, obteniendo resultados conservativos. • Un interruptor de potencia para generador (GCB), posee una característica diferente de componente DC para la capacidad asimétrica de interrupción en comparación a un HVCB. Para un GCB, la constante de tiempo para el decaimiento de la componente de dc es igual a 133 ms mientras que para un HVCB común es de 45 ms. Esto debido a la que se considera un valor de X/R de 50, el cual es considerado como conservativo, para efectuar los cálculos según la sección 4.9.2.2 de la IEEE C37.013 – 1997 [1]. • El análisis del Duty (capacidad de interrupción) de cortocircuito nos permite analizar cómo se comportará el GCB con respecto a distintos FP, con el objetivo de evaluar el peor escenario para nuestro sistema para diferentes tipos de carga. • El estudio de cortocircuito para GCB en el software etap, nos permite dimensionar, seleccionar y ajustar correctamente el interruptor para protección del generador. Un dimensionamiento inadecuado, sin tener en cuenta estas consideraciones, puede significar un sobrecosto, pues tocaría cambiar el GCB además, de otros costos más, significativos asociados al lucro cesante en el posible caso que el interruptor no accione debido a su inapropiada selección u ajuste y gastos de mantenimiento para hacer el cambio.

IV. REFERENCIAS [1] «IEEE Standard for AC High-Voltage Generator Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis, IEEE Standard C37.013 - 1997».

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[2] K. Chanda, R. Parthasarathi y S. Holla, «Estimation of short circuit capability of Generator Circuit Breaker for a generator fed fault,» de Transmission and Distribution Conference and Exposition: Latin America, 2008 IEEE/PES, Bogota, 13-15 Aug. 2008. [3] C. S. P. Ketut Dartawan, «Evaluating Generator Breakers Short-circuit Duty using IEEE Std. C37.010 and C37.013,» Industry Applications, IEEE Transactions on, vol. 50, nº 6, pp. 4164-4170, 2014. [4] S. Kaplan, Wiley Electrical and Electronics Engineering Dictionary, Wiley-IEEE Press, 2004.

V. RESEÑA AUTORES Ing. Rafael Franco Manrique, Esp. Nació en Cali, Valle del Cauca, Colombia en 1982. Recibió el título de Tecnólogo en Electrónica de la Universidad del Valle, Palmira, Colombia en 2004 y los títulos de Ingeniero Electricista y Especialista en Ingeniería de la Universidad del Valle, Santiago de Cali, Colombia en 2009 y 2012 respectivamente. Se desempeñó como auxiliar de pruebas en el laboratorio de Alta Tensión Gralta, por algunos años y también como profesor Hora Cátedra en la Escuela de Electrónica de la Universidad del Valle, vinculado a un proyecto para Ecopetrol – Villavicencio “Análisis de Confiabilidad” antes de vincularse a PTI S.A. actualmente se desempeña como Ingeniero Líder de Ventas y Soporte Técnico etap - Proyectos y Consultoría para Colombia y parte de Latinoamérica (Bolivia y Panamá) en el software etap. Ing. César Augusto Ramos. Nació en Palmira, Valle del Cauca Colombia en 1988. Recibió el título de Técnico Profesional en Mantenimiento Electrónico en 2007 y el título de Ingeniero Electricista de la Universidad del Valle en 2013. Se desempeñó como monitor de investigación en el grupo de investigación Conversión de Energía Eléctrica, CONVERGIA y auxiliar en el área de Obras Eléctricas durante los últimos semestres en la Universidad del Valle, trabajó como Residente Auxiliar de Ingeniería en la constructora INACAR S.A. por algún tiempo antes de vincularse a PTI S.A. actualmente se desempeña como Ingeniero Auxiliar de Estudios en Sistemas de Potencia en el software etap.


Implementación de Gestión de Activos

bajo PAS 55 en Plantas de Generación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad

José Bernardo Durán

Máster en Ingeniería de Mantenimiento


Implementación de Gestión de Activos bajo PAS 55 en Plantas de Generación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad

E

ste trabajo muestra la aplicación de PAS55 en generación eléctrica, un Proyecto galardonado por el Instituto de Gestión de Activos (IAM). El proyecto tuvo un alcance de 26 plantas, planificado a 3 años, involucró alrededor de 200 personas directamente y 600 indirectamente. Se usó facilitación de expertos con equipos a diferentes niveles. El programa de cambio cultural se integró desde el principio del proyecto. Los resultados en varias dimensiones hasta ahora son: Aumento de disponibilidad y confiabilidad de plantas en más de 5%, la capacidad de generación adicional liberada por el proyecto ha eliminado el riesgo de “apagones” en las temporadas de gran/larga sequía con grandes ahorros energéticos para los clientes, por el lado financiero el retorno del proyecto ha sido significativo: el costo total de 3 años se recuperó en los primeros 6 meses con los primeros cambios introducidos. Los beneficios totales se cuantifican en 8 dígitos por año.

This work describes the application of PAS55:2008 in power generation, in a project awarded by the Institute of Asset Management (IAM). The project scope covered the 26 power plants. The project had a 3 year duration. This has involved about 200 people directly and about 600 indirectly. The culture change programme was integrated into the project from the beginning. The results have been: in technical aspects: plant availability and equipment reliability have already improved to record levels (world class in some cases). Additional generation capacity released by the project has effectively eliminated the regional blackouts and has also delivered big energy savings to clients. Project payback has been significant: the total cost (for all 3 years) was recovered within the first 6 months. Total measured benefits are US$ 8-figures per year. In cultural aspects, good results can be highlighted also.

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José Bernardo Durán Máster en Ingeniería de Mantenimiento

Palabras Clave

PAS 55, Gestión de Activos, Confiabilidad, Generación Eléctrica.

Keywords

PAS 55, Asset Management, Reliability, Power Generation.


I. INTRODUCCIÓN El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) es una empresa estatal que brinda servicios de electricidad y telecomunicaciones en Costa Rica. ICE posee cerca de 2,067 MW de potencia instalada MW con una mezcla de tecnologías como hidroeléctrica, térmica, geotérmica, solar y eólica. Con aproximadamente 100 generadores en 26 plantas y 1400 trabajadores directos, ICE genera el 80% de la energía de Costa Rica. Los activos poseen un rango que cubre desde tecnología, estado del arte hasta equipos con más de 40 años de vida. Actualmente hay un fuerte aumento de la demanda y la aprobación de nuevos proyectos cada vez es más difícil, eso ha hecho que mejorar la gestión de activos existentes sea una gran prioridad En el año 2011 se inició un proyecto de implementación de un sistema de gestión basado en PAS 55 para la Unidad de Generación de Energía, que permita adentrarse a la libre competencia en mercado energético centroamericano, enfocando los esfuerzos en incrementar eficiencia y productividad de todos los procesos de Generación de Energía, desde la estructura de gestión de todas las actividades relacionadas con inversiones de capital, el crecimiento de la capacidad, operación y mantenimiento (O & M). Por supuesto, teniendo en cuenta el control de costos.

II. METODOLOGÍA La metodología se puede resumir en los siguientes puntos: 1. Diagnóstico inicial 2. Desarrollo de Plan Maestro 3. Implementación de Plan Maestro 4. Optimización Costo, Riesgo y Desempeño A. Diagnóstico inicial Se realizó en el año 2008 con base en la medición de brechas en gestión de los activos y en requerimientos de PAS 55 realizada contra requisitos del IAM (Institute of Asset Management) y validada contra evidencias, donde se pueden resaltar los siguientes hallazgos: • No existían estandarización en el mantenimiento de los activos • Fuertes diferencias de opinión entre líderes de gestión de activos

• Desalineación de objetivos entre operaciones, mantenimiento, abastecimiento, recursos humanos, proyectos y construcción, etc. • No existía una forma unificada de gestión en los diferentes activos • La confiabilidad de algunas plantas críticas era muy baja, elevando notablemente el riesgo de racionamiento eléctrico en temporadas de sequía • El nivel de conocimiento técnico era bueno, pero la gestión estaba basada en elementos técnicos con poca visión financiera • La gestión de riesgo estaba a niveles de inocencia, limitándose a aspectos ambientales y de seguridad de las personas • El nivel de compartimiento de conocimiento y retención del mismo era realmente bajo • En líneas generales, la gestión de los activos ya no era capaz de mantener el crecimiento de la empresa de una manera efectiva • Se contaba con un sistema informático de gestión poderoso que era poco aprovechado De este diagnóstico se concluyó que era mandatorio, actualizar la manera de hacer la gestión de los activos, incorporando los requerimientos de PAS 55 pero con fuerte enfoque en la mejora del desempeño de los activos y no con el fin a lograr certificaciones adicionales a las ya obtenidas. B. Desarrollo de plan maestro Con base en los resultados del diagnóstico previo se desarrolló un plan de trabajo a 3 años, que apuntó a los siguientes elementos: • Mejorar el desempeño y confiabilidad de los activos • Desarrollar e implementar un modelo de gestión unificado • Transferencia de tecnología y conocimiento “aprendiendo haciendo” con casos propios • Incorporación de técnicas de evaluación costo-riesgo-desempeño para la toma de decisiones • Manejo de cambio cultural. C. Implementación de plan maestro La estrategia de implementación se basó en trabajar en los siguientes aspectos: • Uso de grupo líder corporativo • Grupos de soporte divisional con figura matricial • Trabajo simultáneo en lo técnico y en la gestión • Búsqueda de resultados a corto plazo para ganar credibilidad, sin olvidar los objetivos a largo plazo

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Implementación de Gestión de Activos bajo PAS 55 en Plantas de Generación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad

Mejorar el desempeño y confiabilidad de los activos En este aspecto se decidió la implementación de las siguientes técnicas: • Análisis de “mejorabilidad” para evaluar el riesgo de las plantas y sistemas de ellas por métodos de costo, desempeño y riesgo de manera cuantificada • Mantenimiento centrado en la confiabilidad plus (RCM Plus) y análisis causa raíz (ACR) • Mejora del monitoreo de la condición de los activos El análisis de “mejorabilidad” permitió: • Establecer línea base para evaluación de resultados del proyecto (junto set de indicadores comunes como disponibilidad y confiabilidad) • Establecer prioridades de implementación a nivel de las 26 plantas, seleccionando 7 plantas piloto en función de su capacidad de mejoramiento (sin importar su nivel de “importancia”) • Establecer los sistemas más mejorables de las plantas piloto La cultura de enfoque en lo más “mejorable” permitió enfocarse a la mejora continua de manera rápida y efectiva, direccionando los esfuerzos en RCM Plus y ACR. Desarrollar e implementar un modelo de gestión unificado En esta materia se busca un manejo óptimo del ciclo de vida del activo en términos de costo, riesgo y desempeño y se desarrolló y aprobó por la alta dirección un modelo de gestión que permitió estandarizar la gestión dentro de la empresa. Este modelo de gestión se diseñó siguiendo los requerimientos de PAS 55 y respetando la existencia del sistema integrado de gestión existente (certificado por ISO) bajo el enfoque de la mejora continua del mismo. La implementación se ha realizado de manera simultánea al trabajo técnico en los activos, los procedimientos se han probado en terreno y una vez aceptados se ha capacitado al personal en los mismos y se han oficializado dentro de la empresa. La compañía obtuvo como resultado un sistema de gestión probado y que está dando resultados de índole técnico y financiero. Transferencia de tecnología y conocimiento Un proceso de capacitación con el enfoque “aprendiendo haciendo” se ha llevado a cabo a lo largo

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de estos 3 años. El programa ha involucrado aproximadamente 600 personas a todos los niveles con alcances que van desde medio día hasta niveles de facilitadores en los que los temas principales cubiertos han sido: • Mantenimiento centrado en la confiabilidad plus • Gestión de activos bajo PAS 55 • Optimización de almacenes • Evaluación costo riesgo de proyectos • Optimización costo riesgo de ciclos de vida de activos • Optimización costo riesgo de mantenimientos e inspecciones • Optimización costo riesgo de paradas de planta • Ingeniería de confiabilidad • Análisis Causa Raíz • Implementación del sistema de gestión y todos sus procesos y procedimientos • Técnicas de monitoreo de condición Incorporación de técnicas de evaluación costo riesgo desempeño La metodología planteada hace uso de herramientas APT (Asset Performance Tools) desarrolladas por el proyecto MACRO EU 1488, proyecto europeo de colaboración internacional y multi-industria sin fines de lucro, que generó toda una serie de métodos de evaluación costo-riesgo-desempeño para la toma de decisiones óptimas. La metodología ha sido usada hasta ahora principalmente por empresas petroquímicas, eléctricas y algunas mineras, donde los costos de las decisiones de Gestión de Activos son muy altos y donde los riesgos asociados a los equipos son bastante elevados, recientemente comienzan algunas implementaciones en industrias manufactureras. La implementación de estas herramientas ha permitido justificar de manera financiera y técnica todas las decisiones de gestión de activos. Las mismas están descritas con más detalle en: Implementando la Optimización costo riesgo desempeño en una organización compleja (Durán, 2014) Manejo de cambio cultural Este elemento es clave en cualquier proyecto de esta magnitud, el mismo se ha realizado apoyándose en el método enunciado en: Gestión de cambio en un proyecto de implantación de activos (Pérez, 2014) mostrado en la figura 1.


Figura 1. Metodología propuesta, En esta etapa se trabajó con coaching hacia el grupo líder y soporte del grupo de recursos humanos y comunicaciones de la empresa. Figura 2. Confiabilidad de las 7 plantas pilotos

III. RESULTADOS Técnicos: • Aumento de disponibilidad de plantas, algunas plantas han llegado a niveles récord, pasando en las 7 plantas piloto de 87.34% a 92.88%. • Niveles de confiabilidad de plantas a niveles de récord, pasando en las 7 plantas piloto de 93.6% a 98.56%. • Más de mil formas de fallas posibles fueron analizadas y eliminadas sus causas raíces o controladas a niveles de riesgo ALARP (tan bajo como sea razonablemente práctico) • La capacidad de generación adicional liberada con la eliminación de fallas ha eliminado el riesgo de racionamientos eléctricos en años de muy poca lluvia. • Mejor uso y aprovechamiento del CMMS Financiero: • El retorno del proyecto ha sido significante, el costo total del proyecto se recuperó en los primeros seis meses del proyecto, a cambio de la implementación de las primeras recomendaciones técnicas • Los beneficios totales del proyecto superan en el orden de 8 cifras en dólares estadounidenses • Fuerte reducción de presupuesto sin afectar la gestión técnica de los activos Riesgo • Métodos estandarizados para tomar decisiones en torno a proyectos, almacenes y frecuencias de mantenimiento e inspección; han permitido la reducción de riesgos cuyos impactos constituyen 8 cifras anuales en dólares estadounidenses.

Figura 3. Disponibilidad de las 7 plantas pilotos

Cultural: • Existe una cultura basada en confiabilidad y riesgo • La eliminación de causas raíces de riesgo es parte de la cultura de trabajo • El trabajo en equipo es generalizado • Mejor integración entre áreas conexas como lo son mantenimiento, operaciones, ingeniería, abastecimiento, RRHH y áreas externas como Centro Nacional de Control de Energía • Hay mayor cooperación en ejes verticales y horizontales de la organización • El enfoque técnico financiero es común en la toma de decisiones • Mejor clima laboral • Mejor conocimiento de los procesos productivos • Mayor seguridad de las operaciones Imagen: • En noviembre del 2013 en Londres se recibió el 1st Asset Management Achievement Award, premio al

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Implementación de Gestión de Activos bajo PAS 55 en Plantas de Generación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad logro en gestión de activos otorgado unánimemente por jurado evaluador del IAM (Institute of Asset Management) • Se han recibido diversos premios nacionales a la excelencia en Costa Rica • La empresa es visitada regularmente por otras empresas de américa latina para compartir experiencias

VI. ANEXO

IV. CONCLUSIONES La jornada que comenzó en el 2008 con la búsqueda de una mejor gestión, ha estado llena de aprendizajes, no todo ha sido color rosa, han surgido elementos inesperados, algunas sorpresas positivas y otras no tanto, han surgido líderes inesperados. Activos que estaban para ser reemplazados por “viejos y obsoletos” han mejorado su desempeño a niveles de maquinaria casi nueva, activos que operaban muy poco por baja confiabilidad, hoy operan de manera normal y continua. Personas que eran señaladas como “desmotivadas y de bajo desempeño” hoy son entusiastas y emprendedores del mejoramiento. Hay mucho que decir y compartir, sin embargo el espacio es limitado y podríamos resumir que PAS 55 ha permitido poner el sentido común y la experiencia de la empresa a trabajar con la gente, que una vez empoderada y capacitada ha demostrado que puede enfrentar grandes retos y asegurar un mejor futuro a la empresa. Hay un largo camino a recorrer aún, pero ahora se conoce el rumbo a mantener.

V. REFERENCIAS [1] J. B. Durán, “Implementing PAS 55 in Power Generation”, articulo presentado MAPLA 2014, Chile. [2] J. B. Durán, “Implementando la Optimización costo riesgo desempeño en una organización compleja” articulo presentado MAPLA 2014, Chile [3] J. Perez “Gestión de cambio en un proyecto de implantación de activos integrados articulo presentado MAPLA 2014, Chile [4] The Institue of Asset Magemment, PAS 55: 2008 [5] International Standard ISO 55000, 55001, 55002 Asset management [6] J. Woodhouse, Asset management decision-making: The SALVO Process

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Figura 4. En la fotografía de izquierda a derecha: José Conejo (director proyecto (ICE), José Duran (Director proyecto TWPL), Alberto Ramírez (CEO Producción Energía ICE), Michael SOIMSA (Director SOIMSA, representante TWPL en Costa Rica)

Opiniones de algunas personas: Karl Mayorga, técnico de campo de Centro de Generación MOIN “Ahora somos escuchados con atención, se nos consulta antes de tomar decisiones que afectan nuestro trabajo, nuestra experiencia es considerada; en mi caso personal, sin ser ingeniero, he sido empoderado y capacitado como facilitador de un equipo de trabajo, y tanto mi equipo como el resto de equipos de trabajo, han demostrado que se puede confiar en nosotros y esto es muy motivador y satisfactorio.” Kathya Rodríguez, Directora Área Financiero Contable: “La gestión de activos productivos ha venido a aportar herramientas de valoración objetiva y elementos económicos en el análisis de inversiones. Las decisiones antes eran tomadas en términos netamente técnicos; actualmente con las herramientas APT se adicionan elementos económicos que dan seguridad en los resultados. Por medio de estos análisis se logra ahora realizar una priorización de la cartera de necesidades y proyectos, con lo cual la Gestión de Activos productivos ha dado un ordenamiento en estos términos.”


José Joaquín Granados, Director a.i. UEN Producción Electricidad “Dentro de los aspectos culturales a destacar del proyecto, se encuentra la ruptura de esquemas de pensamiento cortoplacistas. Anteriormente sólo se tenía una visión del próximo mantenimiento anual a ejecutar, sin tener una visión a mediano y largo plazo. Esto traía como resultado economías de escala bastante caras y onerosas para la empresa. Otro aspecto importantísimo a destacar es la priorización de las inversiones por medio de las herramientas APT, consideradas actualmente un instrumento confiable, por medio de las cuales se establece la importancia de las inversiones para sacarles el mayor provecho a cada dólar invertido”

VII. RESEÑA DEL AUTOR José Bernardo Durán, Ingeniero Electricista, Máster en Ingeniería de Mantenimiento, con 22 años de experiencia y 18 en consultoría y adiestramiento en Asset Management en 22 paises de América, Europa y África; Experiencia en energía (transmisión, generación, distribución); petróleo (E&P, Refinación), petroquímica, minería, agua, manufactura, pulpa y papel, etc. Auditorias de certificación y de medición de brechas, generación de planes maestros; Pionero en confiabilidad Operacional y asset management en América Latina; Miembro IAM e IEEE.


Técnicas de Mitigación

de Arco Eléctrico y Soluciones Propuestas por GE

Oscar A. Alvarado Pacheco

Ingeniero Mecánico Electricista.

Alvaro Fernando Guerrero

Especialista en gerencia estratégica de negocios, PMP. General Electric


Técnicas de Mitigación de Arco Eléctrico y Soluciones Propuestas por GE

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ste documento describe las actualizaciones en materia de protección y mitigación del arco eléctrico efectuadas en las versiones más recientes de las normas NFPA 70 (NEC) y NFPA 70E, se indican los inconvenientes de selectividad que se presentan en los ajustes de coordinación de protecciones en las zonas de disparo instantáneo, además contiene una serie de productos y soluciones que General Electric ha desarrollado y propone implementar conforme a los beneficios y la practicidad en las diferentes industrias nacionales.

This document describes the updates for arc flash’ protection and mitigation in the latest version of NFPA 70 (NEC) and NFPA 70E standards, selective issues in short current protection coordination are indicated, this paper contain some products and solutions developed by General Electric and the proposed for all national industries.

Oscar A. Alvarado Pacheco Ingeniero Mecánico Electricista. Alvaro Fernando Guerrero Especialista en gerencia estratégica denegocios, PMP. General Electric Palabras Clave

Arco eléctrico, Mitigación, Soluciones

Keywords

Arc flash, Mitigation, Solutions

I. GLOSARIO Arco Eléctrico (arc flash), Es el fenómeno en donde se presenta una descarga eléctrica a través del aire en una atmosfera altamente cambiante entre 2 elementos con diferencia de potencial. De acuerdo a la IEEE Std C37.20.7- 2007 se define Como; “3.5 internal arcing fault: An unintentional discharge of electrical energy in air within the confines of a switchgear enclosure.” Arc Resistant, De acuerdo a la IEEE Std C37.20.7 2007 se define como: “3.1 Arc resistant switchgear: Equipment designed to withstand the effects of an internal arcing fault.” Arc Watch Technology, Es el concepto de GE que engloba nuevas tecnologías para reducir los riesgos de la generación de un arco eléctrico y/o reducir los daños generados por el mismo al equipo o al personal.

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II. INTRODUCCIÓN Este documento hace un recuento de las técnicas de mitigación de arco interno que se establecen en las más recientes normas internacionales, NFPA 70E versión 2015 y NEC versión 2014 y de las soluciones que propone General Electric para cumplir con lo establecido en dichos códigos y/o estándares, garantizando ante todo la vida humana y la conservación del equipamiento eléctrico.

III. CAUSAS COMUNES DEL ARCO ELÉCTRICO Y SUS PRINCIPALES LESIONES Durante la operación y el mantenimiento del equipamiento eléctrico los operadores se ven expuestos a una alta probabilidad de accidentes del tipo eléctrico, ya sea por errores humanos, deterioro del aislamiento en los equipos, instalaciones defectuosas, corrosión en los elementos de unión, contaminación, humedad en los equipos o entrada de polvo a los tableros, entre otras, estas condiciones usualmente desencadenan en arcos eléctricos que impactan directamente en las instalaciones y en los operadores que probablemente se encuentren ejecutando algún tipo de mantenimiento programado. Una eventualidad como un arco eléctrico puede generar lesiones del tipo auditivas, con niveles de ruido cercanos a los 150 dB, ceguera permanente o temporal, dado que la radiación de la onda de choque es cercana a los 50 000 Lx, lesiones internas, debido a la descarga eléctrica la resistencia corporal cambia según el incremento de la temperatura y los órganos humanos se ven expuestos a lesiones permanentes, fatalidades instantáneas, según la característica del accidente de arco eléctrico y la exposición del operador o personal que se encontrara cerca del equipo en falla. Para mitigar un arco eléctrico no es suficiente que los tableros sean arc resistant, ya que ésta tecnología contienen la falla pero no limita la energía del incidente, con lo cual los equipos eléctricos suelen ser cambiados o sometidos a mantenimientos que pueden tardar meses.

IV. CÓDIGOS Y/O ESTÁNDARES DE PROTECCIÓN ARCO ELÉCTRICO Y AJUSTES EN LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES En la actualidad códigos y/o estándares internacionales como lo son la NFPA 70E (National Fire Protection Association) versión 2015 y el NEC (National Electrical Code) versión 2014, formalizan los valores de corriente de los sistemas de potencia en los cuales se debe ejecutar un estudio de arco eléctrico e incorporan una serie de técnicas de mitigación del arco eléctrico, de las cuales resaltan las siguientes: NEC 2014 (240.87 Arc Energy Reduction) Métodos de reducción de tiempo de Apertura 1. Zona de enclavamiento selectivo 2. Relevador diferencial 3. Switch de Mantenimiento con indicación local de estado 4. Sistema reductor de energía activo 5. Medios equivalentes 6. Relevador de arco eléctrico 7. Resistencias de puesta a tierra 8. Equipos limitadores de corriente NFPA 70E 2015 Anexo O.2.3 Incident Energy Reduction Methods 1. Zona de enclavamiento selectivo 2. Relevador diferencial 3. Switch de Mantenimiento con indicación local de estado Anexo O.2.4 Otros Métodos 4. Sistema reductor de energía activo 5. Relevador de arco eléctrico 6. Resistencias de puesta a tierra 7. Equipos limitadores de corriente Frecuentemente al realizar los estudios de coordinación de protecciones se presenta una traslape en la zona del disparo instantáneo entre los diferentes interruptores de un ramal, con lo cual se pierde la selectividad en la coordinación entre un totalizador y una salida de distribución, tal como lo podemos apreciar en la figura 1, la zona de disparo instantáneo (color magenta), esto indica que en caso de

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Técnicas de Mitigación de Arco Eléctrico y Soluciones Propuestas por GE

presentarse una falla los interruptores pueden estar operando al mismo tiempo, dejando el sistema de potencia por fuera y generando pérdidas cuantiosas en la diversas industrias, además se expone el sistema a un incremento en la energía incidente en caso de una falla de arco eléctrico, recordando que un interruptor caja moldeada opera en promedio en 25 ms y un interruptor de corte en aire alrededor de 50 ms, después de haber detectado la falla.

Según lo establecido por las versiones más reciente de las normas NFPA y del NEC, General Electric ha configurado un portafolio de soluciones integrales para la mitigación del arco eléctrico a la medida de cada necesidad. A. Solución para implementar la protección por zona de enclavamiento selectivo En la actualidad existen diferentes ofertas en el mercado para cubrir este requerimiento. Las unidades de protección electrónicas de los interruptores pueden ser suministradas con este tipo de protección para las funciones de protección de Tiempo Corto (S) y/o para Falla a Tierra (G). En esta función lo que se busca es tener ajustes bajos que aparentemente no están coordinados pero mediante la comunicación entre unidades electrónicas mantengan la coordinación selectiva en condiciones de falla manteniendo siempre el mínimo de energía de incidente posible. En el caso de GE también se encuentra disponible la opción para la función Instantánea (I) lo cual permite que el sistema sea completamente selectivo a diferencia de la oferta común en el mercado, tal como se muestra en la figura 2.

Figura 1. Perdida de coordinación de protecciones en la zona del disparo instantáneo.

Para casos como el anteriormente mostrado la NFPA 70E y el NEC establecieron un objetivo común1 que deben seguir todas las técnicas de mitigación de arco eléctrico a través de la coordinación selectiva, con lo cual se garantiza que la selectividad y el corte en el ramal indicado bajo condiciones de arco eléctrico en la zona de falla instantánea.

V. SOLUCIONES PARA LA MITIGACIÓN DE ARCO ELÉCTRICO

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Figura 2. Zona de enclavamiento selectivo en interruptores. 1 La localización de una condición de sobrecorriente para restringir las interrupciones en el circuito o equipo afectado, logrado por la selección y la instalación de dispositivos de protección de sobrecorriente y sus prestaciones o ajustes para toda la gama de sobrecorrientes disponibles, desde la sobrecarga de la corriente de falla máxima disponible, y para la gama completa de la apertura del dispositivo de protección contra sobrecorriente tiempos asociados a los sobrecorriente.


Todos los interruptores que cuentan con la unidad de protección Entelliguard tienen un algoritmo de detección diferente al convencional ya que éste permite realizar un reconocimiento de forma de onda (WFR por sus siglas en inglés) con la finalidad de lograr una coordinación selectiva con interruptores limitadores de corriente y poder ajustar las protecciones a valores de operación más rápidos que en la coordinación convencional, en la siguiente figura se ilustra la forma de actuar de éste sistema.

interruptor de potencia aguas arriba ajustándolo de tal manera que se obtenga sensibilidad y selectividad de manera simultánea. B. Relevador Diferencial Esta solución típicamente es utilizada en sistemas de media tensión para protección de líneas de transmisión o transformadores para detectar posibles fallas a lo largo de la línea o internamente en el transformador. Aplicar este tipo de soluciones en equipos de baja tensión representa una mayor inversión pero incrementa la sensibilidad de las protecciones y permite identificar fallas de arco en el bus principal antes de que se conviertan en corto circuitos francos. GE puede implementar este tipo de protección en tableros de baja tensión tipo switchgear con el sistema ENTELLISYS

Figura 3. Coordinación selectiva con interruptores limitadores.

La unidad de protección Entelliguard de GE está integrada en la oferta de interruptores de potencia y como opción para los interruptores de caja moldeada (figura 3)

Figura 3. Unidad de protección Entelliguard

Si los derivados son fusibles limitadores, interruptores o protectores para motores, es posible utilizar un

C. Switch de Mantenimiento con indicación local de estado (Reduced Eergy Let Through) El de mantenimiento es un dispositivo que nos permite cambiar temporalmente el grupo de ajuste de la coordinación de protecciones en el sistema de potencia, de tal forma que si se ha planeado un mantenimiento preventivo sobre algún tablero, es posible activar el relé por el periodo en el que durará dicho mantenimiento, de esta forma el sistema de coordinación de protecciones aumentará la sensibilidad y reducirá la magnitud de la energía a la que el personal pudiera estar expuesto en caso de una falla, ver figura 3. El sistema protege corrientes de falla de hasta 100KA.

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Técnicas de Mitigación de Arco Eléctrico y Soluciones Propuestas por GE

Figura 3. Ajuste de sensibilidad en la curva de protección de los interruptores a través del relé de mantenimiento.

Este tipo de dispositivo puede ser activado de forma manual o automática, a través de sensores de movimiento, lo cual lo hace ideal para subestaciones desatendidas, donde el personal que ingrese a la subestación está temporalmente protegido. Para determinar el ajuste temporal en modo RELT es importante que se realice el estudio correspondiente de coordinación de protecciones y de Arc Flash ya que la coordinación con dispositivos aguas abajo podría verse afectada y debe analizarse la situación para maximizar la seguridad y minimizar el impacto en la coordinación. D. Solución para implementar Sistema reductor de energía activo GE cuenta con un equipo de grandes prestaciones en la reducción de energía en caso de presentarse arco eléctrico en una subestación, el Arc Vault. Éste equipo puede contener una falla de arco en menos de 8ms. Cuando se detecta una falla de arco la unidad de protección envía una señal de operación al domo de contención al recibir esta señal el Arc Vault redirige la falla al domo y la contiene en 8ms, mientras tanto, se envía la señal de disparo al interruptor que se encuentra aguas arriba para abrir el circuito en 3 o 5 ciclos dependiendo del tipo de interruptor utilizado. Al contener la falla y alejarla del operador y del equipo se logra reducir el nivel de energía de incidente a valores de 1.2cal/cm2 lo que ayuda a reducir la posibilidad de lesiones al personal o daños al equipo.

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Figura 4. Arc Vault, equipo de mitigación de arco eléctrico de energía activa.

Tal como se muestra en la figura 4, el Arc Vault puede ser instalado en subestaciones ya existentes de cualquier fabricante, lo cual genera grandes prestaciones al usuario final. Un análisis previo es requerido para determinar la posibilidad de implementar el equipo. E. Solución para implementar la protección por relevadores de arco eléctrico Dentro de la gama de relés Multilin, General Electric cuenta con el relé A60, ver figura 5, el cual integra la protección a través de unos sensores de luz y presión que ayudan a la detección de arco eléctrico, el tiempo estimado de inicio de disparo es de 1ms, a esto se suma el tiempo de operación del interruptor que protege el ramal, con lo cual se garantiza una coordinación efectiva ante la presencia de un arco eléctrico en cualquier tablero. Este relé utiliza sensores de última generación monitoreando la luz y onda de presión generadas durante un evento de arco eléctrico, éstos sensores patentados por GE son capaces de detectar y enviar una señal de operación en menos de 2ms reduciendo significativamente la energía de un evento de arcoeléctrico.


[3] DEQ-215 2014 National Electric Code® Updates [4] IEEE C37.20.7 IEEE Guide for Testing Metal-Enclosed Switchgear Rated Up to 38 kV for Internal Arcing Faults

VIII. RESEÑA DE AUTOR Figura 5. Relé de detección de arco eléctrico, Multilin A60.

VI. BENEFICIOS DE MITIGAR EL ARCO ELÉCTRICO En el mercado actual existen diversas soluciones, entre ellas los equipos denominados Arc Resistant los cuales tienen ciertas aplicaciones en sistemas donde no es posible reducir los niveles de energía calórica a valores seguros para los operadores. Para los sistemas donde aplicando diversas técnicas de mitigación de arco se logra reducir las calorías a valores seguros se pueden obtener beneficios que inciden positivamente en la salud de los operadores, de la subestaciones y en el bienestar de los activos de cada subestación.

Oscar A. Alvarado Pacheco, Ingeniero Mecánico Electricista. Actualmente se desempeña como Líder de Aplicación y Especificaciones de equipo de distribución eléctrica para Latino América dentro de GE. oscar.alvarado@ge.com Alvaro Fernando Guerrero, Ingeniero en Distribución y Redes Eléctricas, Especialista en gerencia estratégica de negocios, PMP. Actualmente se desempeña como Ingeniero de especificación para Colombia y Ecuador dentro de GE. alvaro.guerrero@ge.com http://www.geindustrial.com/

• Reduce el riego de lesiones o daños a los equipos y al personal. • Reduciendo la energía incidente se reduce el daño y por ende los equipos puede ponerse en servicio más rápido y más seguros. • Se reduce el estrés a los equipos durante una falla (transformadores, cables, entre otros). • Mantiene coordinación de protecciones y reduce energía de incidente al mismo tiempo.

VII. REFERENCIAS [1] National Fire Protection Association, “Standard for Electrical Safety in the Workplace,” NFPA 70E, vol. 1 130.2 (A)(4), Jul. 2015. [2] National Fire Protection Association, “National Electrical Code,” NFPA 70, vol.1, Article 750, Apr. 2014.

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Estado Actual y Desarrollo del Mercado MOM

(Manufacturing Operations Management Software)

Alberto Damasio Flavio Arssani Rafael Pardo SIEMENS


Estado Actual y Desarrollo del Mercado MOM (Manufacturing Operations Management Software)

L

as empresas modernas del sector Manufacturero están moviendo la mayoría de sus procesos de negocio por encima de plataformas digitales. En principio los nuevos procesos pueden ser aplicados directamente al entorno real de la empresa, o bien ser aplicados en una primera fase a una versión simulada de la empresa, así de comprobar – sin mayores costes – nuevas lógicas de actuación. El artículo se focaliza sobre las áreas aplicativas más relevantes (Ideación de Productos, Realización de la Producción en planta) y en la evolución del concepto de estas fases, en donde la digitalización puede aportar ventajas importantes. El artículo tambien analiza la evolución de la oferta de software en los últimos años, así como las tendencias futuras que buscan una solución para implementar eficazmente esos nuevos conceptos. Esto hace posible el futuro de la producción con eficiencia energética y digitalizado.

Modern manufacturing companies are moving most of their business processes over digital platforms. In principle the new processes can be applied directly to the real business environment , or be applied in a first phase to a simulated version of the company and to check - without higher costs - new logics of action. The article focuses on the most relevant applicative areas ( Product Ideation , realization of the production plant ) and the evolution of the concept of these phases , where digitalization can provide important advantages. The article also analyzes the evolution of the offer of software in recent years as well as future trends in search of a solution to effectively implement these new concepts. This enables the future of energy-efficient production and digitized.

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Alberto Damasio Flavio Arssani Rafael Pardo SIEMENS

Palabras Clave MOM (Gestión de Operaciones de Manufactura), MES (Sistema de Ejecución de Manufactura), PLM (Gestión de Ciclo de Vida de Producto), Empresa Digital, Industria 4.0, IOT (Internet de las cosas)

Keywords MOM (Manufacturing Operations Management), MES (Manufacturing Execution System), PLM (Product Lifecycle Management), Digital Enterprise, Industry 4.0, IOT (Internet Of Things)


I. LA EMPRESA DIGITAL LOS PROCESOS DE NEGOCIO A COORDINAR El típico ciclo de vida de un Producto incluye – entre otras – las fases de: 1. Ideación 2. Realización 3. Utilización

4. 5. 6. 7. 8. 9.

Diseño Técnico Tridimensional con PMI Etiquetas y logos Definicion de Check List Tipos de no conformidades y procedimien tos de reparación Descripción del proceso Definición de condiciones de calidad que se deben cumplir desde la recepción de mate ria prima hasta la salida de material.

Usualmente, los pasos que se omiten son los siguientes:

Fase de Ideación Hoy en día la fase de Ideación – en la mayoría de las empresas - todavía es gestionada de manera manual o semiautomática. Sin embargo, se destacan instalaciones de Software para la Gestión del Ciclo de vida del Producto (PLM), estas incluyen algunas de las funcionalidades más importantes de esta fase: Para Industria de Proceso o Híbrida (Alimentaria, Química, Metales, Cemento, etc.) 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Definición de fórmulas Definición de recetas Definición de embalaje Etiquetas y logos Cumplimiento de Normativas Experimentos y ensayos de pruebas Descripción del proceso Definición de condiciones de calidad que se deben cumplir desde la recepción de materia prima hasta la salida de material

Para Industria Manufacturera Discreta (Automóvil, Aviónica, Electrodomésticos, Tarjetas Electrónicas, etc.) 1. 2. 3.

Definición de Lista de Materiales (BOM- Bill of Materials) Definición de Números de Identificación de Piezas (Part Number) Definición de Lista de Procesos (BOP – Bill of Processes)

1. 2.

Una implementación unitaria de todos los procesos de la fase de ideación La conexión entre la gestión de la fase de ideación y la fase siguiente

Posteriormente, se analizan algunos de los mejores beneficios que se obtuvieron en los casos en que se implementaron los pasos mencionados. Fase de Realización La fase de realización comprende específicamente el proceso de producción, para ejecutarlaes importante el entendimiento común de toda la cadena de abastecimiento con el fin de coordinar los distintos flujos de procesos. Podemos encontrar varios flujos simultáneos que se cruzan en muchos puntos, para lo cual resulta vital tener la mayor sincronización entre ellos,esto contribuye en obtener un producto final en un menor tiempo y con la mayor calidad posibles. Al hacer referencia a flujos de procesos, se habla de procedimientos en los cuales se generan pasos consecutivos, como lo son: • Flujo de materiales: Se refiere a todo el proceso de trazabilidad de materiales, el cual inicia en la recepción de materias primas, pasando por la transformación a producto intermedio, producto terminado, y finalmente el empaque. En dependencia del sector industrial podemos encontrar que el flujo del empaque es diferente al flujo del material del producto, y aquí encontramos un punto relevante de sincronización para no afectar el flujo total.

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• Flujo de Máquinas: se refiere a los procesos en los cuales se tiene una o varias líneas de producción, y se define una transferencia del producto entre las máquinas de esta línea. Aquí resulta importante lograr una transferencia de producto entre máquinas de forma eficiente. ¿Pero qué significa eficiente?, es el resultado de lograr una transferencia sin paradas de máquina, sin afectar la calidad del producto y a la velocidad adecuada, “no siempre una mayor velocidad implica una buena eficiencia”, si el producto se entrega de una máquina a otra muy rápido es posible que la máquina de recepción no sea capaz de procesar la cantidad de producto entrante generando una parada en la máquina debido a la saturación. • Flujo de Mantenimiento: comprende el conjunto de actividades enfocadas a lograr la mayor disponibilidad de las máquinas, integrando procedimientos de corrección y prevención. El mantenimiento correctivo resulta ser una actividad reactiva generada por una falla de máquina que no fue posible predecir, entendiendo lo anterior, resulta evidente que el mayor esfuerzo se debe enfocar en el mantenimiento preventivo, el cual consiste en predecir las fallas de la máquina para realizar acciones previas a la ocurrencia de la falla. Usualmente las actividades preventivas tienen una duración fija y de menor tiempo, mientras que las actividades correctivas por su misma naturaleza tienen una duración desconocida y se realizan en un mayor tiempo. • Flujo de Calidad: cada vez más la competencia y globalización han obligado a la industria a tener una mayor calidad en los procesos y productos, esto implica tener un flujo de calidad cada vez más definido y estricto. La calidad es simplemente un proceso que tiene como objetivo ideal lograr la producción de productos sin defectos. Al hacer referencia a defectos, cada tipo de industria tiene diferentes mediciones, en la industria de alimentos y bebidas el mayor control se realiza en las propiedades internas del producto (control de parámetros fisicoquímicos, microbiológicos, patógenos, alérgenos, etc.), mientras que en una industria farmacéutica es muy importante el control de la dosificación de los microingredientes, en la industria automotriz el control de defectos se enfoca en las partes físicas y el funcionamiento de los sistemas (eléctrico, mecánico, seguridad, etc.).

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• Flujo de Planeación: se refiere a la coordinación entre la venta y la producción. El primer paso es registrar una venta de un lote de producto, una vez esto se logra de acuerdo a la prioridad del cliente, la disponibilidad de las máquinas, materiales, personal y el calendario actual de producción se planea y programa la producción de este lote. Este proceso es de vital importancia y requiere la visibilidad completa de todos los procesos con el detalle adecuado y con el mayor espectro posible, con el fin de garantizar la disponibilidad de los productos finales a entregar según el cronograma de ventas o la planeación de la planta. • Flujo de Compras: otro punto importante en el flujo total de producción se encuentra en el departamento de compras, el cual debe tener la información a tiempo de las compras requeridas para lograr producir. Estas compras se refieren a materias primas, repuestos, servicios, etc., sin los cuales el proceso sería ineficiente. Cada uno de los flujos anteriores son muy importantes y podremos encontrar más flujos en relación al tipo de industria y a los procesos personalizados que cada empresa defina. Fase de Realización de la Innovación La Empresa Digital se realiza de manera concreta no solo cuando algunos de su Procesos de Negocio se implementan por encima de una plataforma software, si no – y tal vez de manera más importante – cuando los diferente Procesos digitalizados se interconectan entre sí mismos. La integración que puede llevar más beneficios es la conexión entre Ideación y Realización del Producto terminado.


Otro aspecto relevante en la integración de la ideación y la realización, consiste en la retroalimentación de producción y calidad a desarrollo en relación a las dificultades que se presentan en la materialización de las ideas. Si esta retroalimentación se produce de forma clara y a tiempo, las mejoras en el producto y en la producción se podrán evidenciar.

II. GESTION DE OPERACIONES DE MANUFACTURA (MOM) MOM EN LA EMPRESA DIGITAL Etapas en la evolución de MOM en los últimos 20 años Se destacan por lo menos las siguientes fases evolutivas en el software MOM: Esto resulta en una nueva Macro-Fase integrada que hoy en día es conocida como Realización de la Innovación, es decir la integración completa entre las áreas de investigación, desarrollo, producción, calidad, mantenimiento, etc. Beneficios de la Realización de la Innovación Esta nueva fase incluye todas las funcionalidades de las dos fases anteriores, pero además focaliza la atención sobre dos nuevas funcionalidades que son las que pueden efectivamente proporcionar enormes beneficios: 1. Rápida introducción de nuevos Productos en el Mercado (NPI – New Product Introduction) 2. Bucle cerrado en el control de No Conformidades respecto a especificaciones (Closed Loop) Al lograr una integración entre la realización y la ideación, es posible lograr un flujo de información mucho más rápido desde el área de desarrollo de producto hacia calidad y producción, permitiendo que estas dos últimas estén preparadas para ejecutar los procesos con la información actualizada y definida por el área de desarrollo. Finalmente esto permite lograr producir el nuevo producto en un menor tiempo gracias a un flujo de información más ágil, definido y transparente.

1. Soluciones puntuales y/o Software para nichos funcionales específicos Una vez superada la problemática a nivel de automatización con la aparición de hardware y software enfocado en el nivel de automatización, las empresas empezaron a ver mucha información proveniente de estos, la cual era difícil de analizar para tomar decisiones. Para ese momento las soluciones de los proveedores de software eran muy específicas tanto en funcionalidades como en alcance a distintos tipos de industria, por lo cual solo algunas empresas lograban beneficiarse de estos software, y la mayoría recurría a desarrollos “In House”. Estas soluciones permitían lograr los objetivos específicos para los cuales estaban diseñadas, pero su evolución era difícil por no estar cubierta por un estándar en la definición de funcionalidades, de igual formalos protocolos de comunicación con la automatización y con el nivel de negocio eran muy variados y no estandarizados. Como resultado de esto se generaron muchas soluciones a la medida, que con el tiempo se perdieron por no estar en capacidad de ajustarse a las necesidades cambiantes de la industria. Igualmente, los pocos proveedores que existían en aquel momento debieron migrar sus sistemas a aplicaciones software mucho más robustas, adaptables y amplias en funcionalidades.

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2. Plataformas MES integradas a nivel Empresa Las distintas empresas de manufactura y los proveedores de software vieron la necesidad de estandarizar los conceptos para lograr un entendimiento común y una integración más sencilla entre los sistemas, por lo que nace el concepto MES (Manufacturing Execution System) como un nivel adicional dentro de la empresa para integrar el nivel de Negocio (comunmente asociado con el ERP – Enterprise Resource Planning) y el nivel de automatización. Producto de esto empiezan a crearse los primeros sistemas tipo MES que permiten integrar la información de la empresa. 3. ‘MES-extendido’ con funcionalidades añadidas y librerías verticales hacia el MOM Con la entrada de los sistemas MES en funcionamiento, las distintas empresas de manufactura comenzaron a ver el potencial de estos sistemas en el análisis de información para la toma de decisiones a corto, mediano y largo plazo, por lo que se generaron cada vez mayores requerimientos a los proveedores,

y estos a su vez agregaron funcionalidades al estándar MES con el fin de satisfacer los requerimientos de las empresas; con el tiempo y la experiencia en distintas implementaciones los proveedores de sistemas MES comenzaron a generar conceptos de funcionalidades específicas y preconfiguradas que aplican para sectores industriales permitiendo así disminuir los tiempos de ingeniería y obtener un producto con las mejores prácticas del sector. 4. MOM Unificado (futuro) Con el ingreso de un sistema MES cada vez más elaborado y amplio en funcionalidades, los proveedores de sistemas MES vieron la necesidad de pensar en un concepto diferente y más amplio, concebido para gestionar todas las operaciones de manufactura, no solamente la ejecución, este concepto es llamado MOM (Manufacturing Operations Management). En el siguiente gráfico se muestra la evolución de estos sistemas:

Se puede decir que los sistemas de gestión de manufactura empezaron a evolucionar de acuerdo al ritmo de los cambios de los requerimientos de las empresas de manufactura. En la actualidad los proveedores de sistemas intentan adelantarse a estos requerimientos y muestran mayor información unificada hacia los niveles de gerencia con el fin de tener una visualización en tiempo real de la planta de producción y tomar decisiones eficientes. A futuro se espera tener sistemas cada vez más autónomos con flujos de información en tiempo real, conectados entre sí y con información disponible desde cualquier dispositivo y ubiciación geográfica.

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Aplicación de las Transformadas Rápida de Fourier y Wavelet

para el Análisis de Calidad de la Potencia en un Sistema de Distribución

Juan Camilo Toro Cadavid B. Sc Andrés Julián Saavedra Ph. D. Freddy Bolaños Martínez Ph. D. Universidad Nacional de Colombia


Aplicación de las Transformadas Rápida de Fourier y Wavelet para el Análisis de Calidad de la Potencia en un Sistema de Distribución

E

n este artículo se presenta la aplicación de la Transformada Rápida de Fourier de Tiempo Corto (STFT de su nombre en Inglés) y de la Transformada Wavelet Discreta (DWT de su nombre en Inglés) para la detección de fenómenos de calidad de la potencia en redes de distribución. Se reporta una evaluación de los métodos que se proponen, mediante su aplicación a un tipo de fallas monofásicas a tierra que suceden en una red de distribución radial a lo largo de su alimentador principal. Los resultados obtenidos a partir de ambos métodos son comparados y discutidos.

The application of Short Time Fourier Transform (STFT) and Discrete Wavelet Transform (DWT) for power quality phenomena detection on distribution networks is presented in this paper. An assessment for the proposed methods is reported herein, through its application to single-phase ground faults happening on a radial distribution network along its main feeder. Results obtained from both methods are compared and discussed.

Juan Camilo Toro Cadavid B. ScAndrés Julián Saavedra Ph. D. Freddy Bolaños Martínez Ph. D. Universidad Nacional de Colombia

Palabras Clave

Transformada de Fourier, transformada wavelet, STFT, función ventana, calidad de la potencia.

Keywords Fourier transform, wavelet transform, STFT, window function, power quality.

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I. INTRODUCCIÓN El análisis de la calidad de la potencia en una red eléctrica consiste fundamentalmente en la detección, clasificación y medición de fenómenos que se presentan sobre las señales de voltaje y de corriente a lo largo del tiempo. La dificultad para la realización de los análisis de calidad de la potencia radica en que éstos se realizan sobre mediciones tomadas durante largos periodos de tiempo, días o incluso semanas, lo cual se traduce en que deben llevarse a cabo sobre grandes cantidades de información, las cuales se incrementan según se tomen muestras de una o tres fases, dependiendo de si se realizan mediciones de voltajes y corrientes o sólo una de las variables, y en la medida en que la frecuencia de muestreo sea mayor con el fin de capturar datos de transitorios de altas frecuencias [1]. Dada la abundancia de los datos muestreados, se hace poco práctico analizar estos datos manualmente [2], es decir, por medio de gráficas que se recorren visualmente y se detallan en los puntos donde se logre apreciar una distorsión de la señal. Es por esto que se buscan herramientas automáticas que permitan hacer análisis rápidos sobre los datos obtenidos sin que se pierda la apreciación de los fenómenos ocurridos durante el periodo de tiempo muestreado. Sin embargo, independientemente del nivel de dificultad que implique el análisis a partir de la cantidad de datos obtenidos, la detección y medición de estos fenómenos debe ser precisa y confiable para poder aumentar la confiabilidad de los sistemas eléctricos de potencia [3]. Algunas aplicaciones de la transformada rápida de Fourier y de la transformada wavelet han sido desarrolladas por diferentes autores [1]–[3] con el fin de detectar la presencia de fenómenos de calidad de la potencia con base en las alteraciones que estos fenómenos imprimen sobre el espectro de la señal. En [1] el autor describe un modelo de análisis de una señal aplicando la transformada rápida de Fourier sobre ventanas de tiempo de la señal con el fin de hacer un barrido rápido de la misma y enfocar el análisis en los intervalos de tiempo en los que se detecten perturbaciones del espectro de la señal. Por otra parte,

los autores en [2], [3] presentan un método de descomposición de una señal aplicando la transforma da wavelet, analizando la señal en su totalidad segmentarla en intervalos de tiempo y caracterizando fenómenos de calidad de la potencia a partir de la descomposición realizada. Los trabajos anteriormente mencionados presentan las bondades y dificultades de cada técnica, pero la falta de relación directa entre éstos no permite apreciar comparativamente los resultados obtenidos contrario a si ambas técnicas fueran aplicadas sobre las mismas señales. El objetivo de este artículo es comparar los resultados entregados por la STFT y la DWT al aplicarlas para el análisis de fenómenos de calidad de la potencia del tipo no estacionario, como huecos de voltaje y transitorios, presentes en un sistema de distribución radial. El resto del artículo está organizado de la siguiente forma: En las Secciones II y III se presenta la implementación de la STFT y DWT respectivamente. En la Sección IV se presenta la red de distribución radial y se describen los fenómenos que son simulados en la red. Los resultados y su respectiva discusión se presentan en la Sección V. Las conclusiones y las referencias se presentan en las Secciones VI y VII respectivamente.

II. IMPLEMENTACIÓN DE LA STFT La transformada rápida de Fourier de tiempo corto (STFT de su nombre en inglés) consiste en aplicar la transformada discreta de Fourier (DFT de su nombre en inglés) sobre una ventana de tiempo que se desplaza sobre la señal original. De esta manera, se evalúa cómo el espectro de la señal varía en función del tiempo. El tamaño de la ventana empleada para la evaluación varía en función de la distorsión que se detecta en la señal muestreada. En principio, ventanas amplias son empleadas para hacer un escaneo rápido de la señal muestreada hasta que se detectan las distorsiones sobre la señal. Cuando una distorsión se detecta, se emplean ventanas más estrechas con el fin de ejecutar un análisis detallado sobre dichas distorsiones [1]. Este procedimiento se ilustra a modo de ejemplo en la figura 1.

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Aplicación de las Transformadas Rápida de Fourier y Wavelet para el Análisis de Calidad de la Potencia en un Sistema de Distribución

La obtención de la versión suavizada c1(n) de la señal c0(n) se logra por medio de la aplicación de un filtro pasas-bajas h(n) obtenido a partir de una función wavelet madre [4]. La obtención de la versión detallada d1(n) de la señal c0(n) se logra por medio de la aplicación de un filtro pasas-altas g(n) obtenido a partir de la misma wavelet madre [4]. Posterior al filtrado, cada señal es diezmada por un factor de dos y por ende su resolución en tiempo es la mitad de la resolución de la señal original [4]. La descomposición para cada nivel subsiguiente se efectúa a partir de la nueva señal suavizada obtenida en el nivel inmediatamente anterior. Figura 1. Implementación ilustrativa de la STFT [1].

III. IMPLEMENTACIÓN DE LA DWT Mientras en la técnica STFT es necesario alterar la resolución manualmente ante un posible evento, el análisis de señales por medio de la transformada wavelet emplea la técnica de descomposición multirresolución de la señal (MSD de su nombre en inglés), entregando varias señales que exhiben diferentes niveles de detalle de la señal analizada. Normalmente, hasta dos niveles de descomposición de la señal son suficientes para aislar las distorsiones presentes en la señal muestreada, dado que la descomposición en los primeros niveles presenta mayor resolución en el tiempo, de manera que la descomposición en niveles mayores no es conveniente para la detección de fallas dada su poca resolución en el tiempo [2]. La descomposición de la señal por medio de la técnica MSD consiste en obtener dos señales por cada nivel de descomposición, una correspondiente a una versión suavizada de la señal distorsionada y otra correspondiente a la versión detallada de la señal distorsionada, la cual se representa como el coeficiente de transformada wavelet (WTC de su nombre en inglés) para el nivel de descomposición de la señal [2], [4]. En la figura 2 se ilustra una MSD de dos niveles, donde c0(n) es la señal muestreada objeto de estudio, c1(n) es la versión suavizada de c0(n), d1(n) es la versión detallada de c0(n) definida como el coeficiente wavelet de primer nivel WTC1, c2(n) es la versión suavizada de c1(n), y d2(n) es la versión detallada de c1(n) definida como el coeficiente wavelet de segundo nivel WTC2.

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Figura 2. Descomposición de la señal original en 2 niveles [4].

Cuando se efectúan análisis sobre señales que contienen algún tipo de ruido, sus componentes se mezclan con los componentes de la señal analizada, lo que dificulta observar los resultados de la detección. En esos casos se recomienda visualizar los cuadrados de los WTC de cada nivel con el fin de resaltar cada pico resultante en la descomposición [4]. A. Implementación de la Wavelet Madre La selección de la wavelet madre depende principalmente del tipo de fenómeno que se desea evaluar dado que el orden del filtro afecta directamente sobre la capacidad de detección de los fenómenos presentes en la señal distorsionada. Los fenómenos de transición rápida pueden evaluarse mejor con wavelets de bajo orden debido a que son más compactas en el tiempo y por lo tanto son mejores para la detección de este tipo de fenómenos. Por el contrario, los fenómenos de transición lenta requieren de un mayor intervalo de tiempo para ser detectados, lo cual conlleva a la necesidad de emplear wavelets de mayor orden [2].


IV. CASO DE ESTUDIO: MODELO DE UNA RED DE DISTRIBUCIÓN Para mostrar la aplicación de las transformadas presentadas anteriormente, el Benchmark [5] de una red de distribución de bajo voltaje con topología radial es modelado. El diagrama unifilar de la red de distribución se presenta en la figura 3, la cual opera a 400 V, 50 Hz y corresponde a una red residencial. El transformador consta de una conexión delta en el devanado primario y de una conexión estrella en el devanado secundario, con un desplazamiento de 30° en adelanto para el ángulo de fase. El devanado secundario no cuenta con el neutro aterrizado internamente con el fin de modelar el neutro con aterrizaje múltiple del sistema. El alimentador principal de la red consta de 9 nodos contados a partir del Punto de Conexión Común (PCC), con una distancia entre nodos de 35 m. De éste se derivan cinco ramales secundarios que terminan en las cargas, donde la distancia entre el último nodo de cada ramal y su respectiva carga es de 30 m. Las líneas del alimentador principal y de los ramales secundarios son aéreas con neutro con aterrizaje múltiple y en cada segmento de línea se emplea el modelo pi. Las cargas son lineales representadas con el modelo de cargas PQ o potencia constante, considerando que su demanda de potencia al sistema no varía en función del voltaje entregado por la red. Como el objetivo del análisis es detectar el momento en que las distorsiones en la señal de voltaje se hacen presentes, empleando la STFT y la descomposición por medio de la DWT, se generan fallas monofásicas a tierra a lo largo del alimentador principal que producen huecos de voltaje sobre la fase fallada. Las fallas se introducen y despejan secuencialmente, desde el PCC hasta el nodo 9. El tiempo que dura la falla es el suficiente para visualizar el hueco de voltaje causado por cada falla sin el traslape entre fallas. En la figura 4 se presenta la señal de voltaje de la fase fallada, la cual fue registrada en el PCC durante la introducción y despeje de las diez fallas al simular el sistema a una tasa de muestreo de 1250 Hz durante 45 segundos empleando el software MATLAB/ Simulink. En la señal se observan con facilidad los transitorios que se hacen presentes al despejar la primera y segunda falla, los cuales se espera evidenciar como componentes de alta frecuencia en los resultados obtenidos al llevar a cabo la aplicación de ambas transformadas sobre la señal de voltaje.

Figura 3. Diagrama unifilar de la red de distribución de baja voltaje [5].

Figura 4. Señal objeto de análisis.

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Aplicación de las Transformadas Rápida de Fourier y Wavelet para el Análisis de Calidad de la Potencia en un Sistema de Distribución

V. RESULTADOS En esta sección se presenta el análisis de la señal registrada utilizando las transformadas STFT y DWT. A. Análisis de la Señal por Medio de la STFT Con el fin de llevar a cabo la implementación de la STFT, se programa en MATLAB un algoritmo por medio del cual aplicar las ventanas a la señal y el posterior análisis de Fourier. La señal es analizada en segmentos de 104 muestras, sobre los cuales se aplica una ventana con el fin de reducir la dispersión de la energía [6]. La ventana seleccionada para el caso particular es una Blackman por el rápido decaimiento que presentan sus lóbulos laterales con respecto al lóbulo principal en su espectro [6]. Una vez empleada la ventana, se efectúa la DFT aplicando las funciones fft y fftshift. El deslizamiento de la ventana se realiza avanzando hacia las siguientes 104 muestras con un traslape de una muestra sobre el último segmento analizado. Primero se aplica la DFT a la señal muestreada con el fin de visualizar sus componentes en frecuencia. La Figura 5 exhibe el resultado de aplicar dicha transformada a la señal, cuyas componentes espectrales principales se encuentran localizadas en 50 Hz. También es posible visualizar componentes armónicas de magnitud muy inferior ubicadas alrededor de los 50 Hz. Estas componentes corresponden a las distorsiones presentes en la señal, pero no es posible determinar en qué momento se presentan las distorsiones o dichas frecuencias a qué distorsión corresponden en particular.

Figura 5. Espectro de magnitud de la señal muestreada (arriba) con acercamiento en la banda 0 Hz ~ 100 Hz (abajo).

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Por medio de la STFT se obtiene un espectro de cada ventana de la señal que permite visualizar las componentes espectrales que van apareciendo a lo largo del tiempo como se puede apreciar en la figura 6. En ésta se presenta el espectrograma obtenido al aplicar la DFT sobre 360 ventanas a lo largo de toda la señal, para las cuales el espectro de cada una ilustra las componentes espectrales diferentes a la fundamental que se hacen presentes en los momentos justos en que entra la falla y que aparece el hueco de voltaje, así como el momento en que se despeja la falla y desaparece el hueco de voltaje.

Figura 6. Espectrograma de la señal muestreada.

En la figura 4 se observa que el transitorio con mayores cambios en magnitud se presenta en el intervalo de tiempo entre 5 s y 10 s, pero en la figura 6 difícilmente se aprecian las componentes de altas frecuencias asociadas a este fenómeno para el intervalo mencionado.

Figura 7. Ventana de tiempo en el intervalo 5 s~10 s para la señal muestreada (arriba) y su espectro de magnitud (abajo).


La señal de voltaje y su respectivo espectro de magnitud para el intervalo entre 5 s y 10 s se ilustran en la figura 7. El resultado entregado por la DFT se compara con el espectro de toda la señal presentado en la figura 5. Dicho espectro no muestra mayores diferencias salvo por la apreciación de componentes de alta frecuencia en los bordes del espectro a 625 Hz y por la magnitud de la componente fundamental, la cual es inferior a la apreciada en la figura 5 dado que la ventana de tiempo seleccionada contiene momentos en los que señal está fallada durante 3 s del tiempo total de la ventana. La componente espectral en 625 Hz corresponde a la presencia del transitorio que se puede apreciar en la señal cuando se despeja la primera falla en 6 s. Al igual que en el caso anterior, esta información no permite efectuar un análisis más detallado y determinar a qué corresponden dichas componentes espectrales, excepto cuando los fenómenos presentes son fácilmente observables en la señal estudiada. En la siguiente etapa de análisis, se emplean ventanas más estrechas para analizar las componentes del intervalo de tiempo seleccionado. En esta etapa del análisis se muestran resultados obtenidos a partir de aplicar la DFT a 60 ventanas a lo largo del intervalo de tiempo seleccionado. En este caso el espectrograma del intervalo, observable en la figura 8, permite visualizar cómo las componentes de alta frecuencia se hacen presentes entre los 6 s y 7 s, tiempo correspondiente al transitorio que se visualiza en la señal muestreada al despejarse la primera falla, mientras que se mantiene una distribución casi homogénea de componentes en todas las frecuencias, lo cual corresponde al cambio abrupto que sufre la señal cuando aparece el hueco de voltaje.

B. Análisis de la Señal por Medio de la DWT Para llevar a cabo este análisis se programa un algoritmo en MATLAB aplicando las funciones wfilters y conv para obtener las descomposiciones de la señal en dos niveles. Para la implementación de la técnica MSD se emplea una wavelet madre Daubechies de décimo orden dado que se pretende identificar el momento en que aparecen los huecos de voltaje por ser el fenómeno que a simple vista tiene mayor presencia en la señal muestreada y dado que dicho fenómeno tiene larga duración en el tiempo. En el primer nivel de descomposición, la señal d1 ilustrada en la figura 9 y que representa el WTC1 contiene sólo las componentes armónicas de la señal de alta frecuencia, permitiendo visualizar fácilmente los momentos en que se presentan transitorios en la señal muestreada.

Figura 9. Señal original (en azul) versiones detallada y suavizada de primer nivel (en verde) y versiones suavizada y detallada de segundo nivel (en rojo).

Figura 8. Espectrograma de la señal muestreada en el intervalo 5s~10s.

Por su parte, la señal c1 que corresponde con la versión suavizada de la señal original, básicamente muestra el mismo detalle que se puede ver en la señal objeto de la primera descomposición de acuerdo con lo observado en la figura 9, pero con la gran diferencia de no mostrar transitorios puesto que ésta contiene exclusivamente las componentes de baja frecuencia del espectro de la señal original.

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Aplicación de las Transformadas Rápida de Fourier y Wavelet para el Análisis de Calidad de la Potencia en un Sistema de Distribución

En el segundo nivel de descomposición, la señal d2 correspondiente al WTC2 muestra información clave relacionada con los huecos de voltaje ocasionados por las fallas. Según se observa en la figura 9, cuando entra la falla y aparece el hueco es posible visualizar la aparición de picos en estos instantes de tiempo, mientras que cuando se despeja la falla y la señal recupera su nivel de voltaje también se observan picos pero de mayor amplitud que los anteriores, lo cual permite inferir una relación estrecha entre la amplitud de estos picos y los límites de tiempo que delimitan la ocurrencia de los huecos de voltaje, así como demuestra que los huecos de voltaje son fenómenos cuyas componentes espectrales son de baja frecuencia. La señal c2 en cambio corresponde a la versión suavizada de la señal c1 y que excluye más componentes de la parte alta del espectro de la señal original.

VI. CONCLUSIONES Se han obtenido resultados para el análisis de una señal que presenta fenómenos de calidad de la potencia asociados a huecos de voltaje. El análisis efectuado por medio de las técnicas de la transformada discreta de Fourier sobre ventanas de tiempo y de la transformada wavelet discreta ha sido efectivo para llevar a cabo la detección y clasificación de los fenómenos presentes en dicha señal. El análisis efectuado por medio de la STFT permite visualizar fácilmente la aparición de los huecos de tensión y las frecuencias asociadas a éstos, pero la eficiencia en la detección de transitorios por medio de esta técnica depende de la amplitud de las ventanas para la primera etapa ya que es posible que la resolución obtenida en frecuencia no sea suficiente o que se pierda información de la transición que haya entre ventanas, llevando a que no se identifique el fenómeno asociado a dicho cambio en la señal. El análisis llevado a cabo al implementar la técnica MSD por medio de la transformada wavelet es más asertivo que la STFT para la detección de transitorios al no depender de una selección de intervalos de tiempo, pero la detección de fenómenos de mayor duración, como los huecos de voltaje, depende de la selección de un orden suficientemente alto para la wavelet madre, el cual a su vez siendo un orden muy elevado podría llevar a requerir de más niveles de

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descomposición de la señal para hacer visibles los transitorios en las versiones detalladas de la señal. Con los dos niveles de descomposición efectuados por medio de la técnica MSD se logra observar el tiempo de duración de los huecos de tensión, así como los transitorios presentes después de la introducción y despeje de cada falla, validando de esta manera lo expuesto en la sección III respecto a la poca necesidad de emplear más de dos niveles de descomposición de la señal. Similarmente, se logra analizar adecuadamente el fenómeno de huecos de tensión bajo su característica de fenómeno de transición lenta por medio de la wavelet madre Daubechies de décimo orden seleccionada, ante lo cual se propone como trabajo futuro determinar qué tan buen análisis se puede hacer de dicho fenómeno con wavelets madre Daubechies de menor orden o con funciones diferentes a ésta, y si algunas funciones se requieren de mayor orden que otras para la obtención de resultados similares. Como trabajo futuro, se propone la integración de la técnica MSD con un esquema heurístico, que permita la detección automática de los fenómenos de fallo presentes en la red.

VII. REFERENCIAS [1] G. T. Heydt, P. S. Fjeld, C. C. Liu, D. Pierce, L. Tu, and G. Hensley, “Applications of the windowed FFT to electric power quality assessment,” IEEE Trans. Power Deliv., vol. 14, no. 4, pp. 1411–1416, 1999. [2] S. Santoso, E. J. Powers, and W. M. Grady, “Electric power quality disturbance detection using wavelet transform analysis,” Proc. IEEESP Int. Symp. Time Freq. TimeScale Anal., pp. 166–169, 1994. [3] O. Poisson, P. Rioual, and M. Meunier, “Detection and measurement of power quality disturbances using wavelet transform,” IEEE Trans. Power Deliv., vol. 15, no. 3, pp. 1039–1044, 2000. [4] S. Santoso, E. J. Powers, W. M. Grady, and P. Hofmann, “Power quality assessment via wavelet transform analysis,” IEEE Trans. Power Deliv., vol. 11, no. 2, pp. 924–930, 1996. [5] S. Papathanassiou, “A benchmark low voltage microgrid network,” Proc. CIGRE Symp. Power Syst. with Dispersed Gener., no. April, pp. 1–8, 2005. [6] A. Ambardar, Procesamiento de señales analógicas y digitales, 2da ed. Thomson Learning, 2003.


VIII. RESEÑA AUTORES Juan Camilo Toro Cadavid, Ingeniero Electrónico de la Universidad de San Buenaventura sede Medellín, estudiante de Maestría en Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia sede Medellín. Se ha desempeñado como ingeniero de diseño e ingeniero de control calidad de manufactura en MITSUBISHI Electric de Colombia. Departamento de Energía Eléctrica y Automática, Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia, Medellín. juactorocad@unal.edu.co. Andrés Julián Saavedra-Montes, Ingeniero Electricista, Magister en Sistemas de Generación de Energía y Doctor en Ingeniería Eléctrica de la Universidad del Valle. Profesor Asociado. Departamento de Energía Eléctrica y Automática, Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia, Medellín. ajsaaved@unal.edu.co. Freddy Bolaños Martínez, Ingeniero Electrónico y Magíster en Ingeniería Electrónica de la Universidad del Valle. Doctor en Ingeniería Electrónica de la Universidad de Antioquia. Profesor Asistente. Departamento de Energía Eléctrica y Automática, Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia, Medellín. fbolanosm@ unal.edu.co.

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Simulación de un Caso Base de Microrred

Utilizando el Software RAPsim

Santiago Díaz Sánchez. Ingeniero electricista

Andrés Julián Saavedra Montes. Doctor en Ingeniería Eléctrica

Universidad Nacional de Colombia


Simulación de un Caso Base de Microrred Utilizando el Software RAPsim

E

n este artículo se presenta la evaluación del software RAPsim, el cual es un programa de libre acceso para simular microrredes. En el artículo se destacan los algoritmos de solución de flujos de potencia y los modelos de cargas y fuentes de generación incluidos en la versión inicial del programa. Para evaluar las capacidades del software se programa y simula el benchmark de una microrred ampliamente utilizado. La evaluación muestra que RAPsim es una herramienta que apoya el diseño de microrredes compuestas por usuarios residenciales y pequeños generadores de energías alternativas.

This document presents the evaluation of RAPsim software, which is an open source software to simulate microgrids. In the article, the solution algorithms of power flows and models of loads and generation sources included in the initial version of the software are highlighted. In order to assess the capabilities of the software, a microgrid benchmark widely used is simulated and programmed. Thus, the assessment shows that RAPsim is a tool supporting the design of microgrids that consist of residential users and small generators alternative energies.

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Santiago Díaz Sánchez. Ingeniero electricista Andrés Julián Saavedra Montes. Doctor en Ingeniería Eléctrica Universidad Nacional de Colombia

Palabras Clave

Microrredes, Flujo de Potencia, RAPsim.

Keywords

Microgrids, Power Flow, RAPsim.


I. INTRODUCCIÓN Las microrredes son sistemas eléctricos conformados por redes de media y baja tensión, con la adición de recursos energéticos distribuidos, tales como sistemas de energía fotovoltaica y turbinas de viento, junto con dispositivos de almacenamiento como baterías [1], [2]. Existen varios software que cumplen distintos objetivos de optimización al diseñar una microrred, algunos de estos objetivos son: el costo, el tamaño y la operación de la microrred [2], [3], [4]. El propósito de este artículo es presentar y evaluar el software RAPsim como herramienta disponible para la evaluación técnica de microrredes a través de la simulación de flujos de potencia. A continuación se describe el software RAPsim y sus algoritmos, luego se presentan los modelos de fuentes y de cargas que posee el software y por último se exponen dos casos de simulación sobre una microrred [1] mostrando los resultados de potencia neta y voltajes en por unidad de los nodos en donde hay generación y consumo.

II. RAPSIM RAPsim1 (Renewables Alternative Power System Simulation) es un software libre de código abierto que sirve para simular flujos de potencia de microrredes eléctricas, siendo útil para analizar la ubicación óptima de las unidades de generación distribuida. RAPSim es desarrollado por Alpen Adria University Klagenfurt dentro de los laboratorios Lakeside en el proyecto Smart Microgrid. El software está escrito en Java y siempre con el código fuente abierto para que pueda ser importado en un IDE Java como Eclipse [5], [6]. A continuación se describen los algoritmos que posee RAPsim: A. Simple Power Distribution Cada objeto en el escenario indica su consumo o producción deseados. El algoritmo suma toda la producción de energía disponible. Las pérdidas en las líneas eléctricas no se consideran en este algoritmo. La dinámica de los cambios de la producción proviene de los datos climáticos. 1

RAPsim está disponible en http://sourceforge.net/projects/rapsim/

B. AC Powerflow Calculator El algoritmo resuelve el flujo de potencia AC para el escenario de la red utilizando una lista de nodos y ramas generadas por el software. Cada nodo está caracterizado por cuatro parámetros: Potencia activa P, Potencia reactiva Q, Magnitud de voltaje y Ángulo del voltaje. Se ingresan dos de los parámetros anteriores y los otros dos son estimados por el algoritmo. Los cuatro valores se resumen en dos variables complejas. Se define un nodo de referencia con ángulo de voltaje igual a cero y magnitud de voltaje igual a 1 ó algún otro valor fijo determinado. Los otros nodos se clasifican como nodos de carga, se definen P y Q, o como nodos de generación, se definen, P y la magnitud de voltaje. Los parámetros restantes en cada nodo se determinan mediante la resolución iterativa de un conjunto de ecuaciones diferenciales (1) de la forma:

(1) que se resuelven mediante el método de Gauss-Seidel. La ecuación (1) es de n dimensiones, donde S es la potencia aparente, que también se expresa como S = P+jQ, U es el vector de voltaje complejo y Y es la matriz de admitancias, donde Yik contiene las admitancias entre el nodo i y nodo k. La matriz de admitancias considera a cada línea de distribución por su circuito equivalente π. En este algoritmo el nodo de referencia se ajusta automáticamente al nodo sin valor de P o sin valor de Q. Además, dentro del software los nodos con potencia neta positiva son nodos de generación y los nodos con potencia neta negativa son nodos de carga. Esta convención se cambia en los resultados de simulación para que coincida con la forma del perfil de carga residencial presentado en [1]. C. DC Powerflow Calculator Este algoritmo aproxima el flujo de potencia entre dos nodos al hacer las siguientes suposiciones sobre el conjunto de ecuaciones de (1): La primera es ignorar las pérdidas al suponer resistencia cero y la segunda es suponer potencia reactiva cero. El algoritmo necesita los siguientes parámetros de entrada: i) La matriz de susceptancia, que sea regular. ii) La potencia activa en cada nodo (excepto el nodo de referencia).

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Simulación de un Caso Base de Microrred Utilizando el Software RAPsim

III. MODELOS DE LAS FUENTES DE ENERGÍA Y DE LAS CARGAS RAPsim posee modelos de simulación para las fuentes de energía y para las cargas y hasta ahora ningún modelo incorpora unidades de control de voltaje, [5]. A. Paneles Fotovoltaicos (PV) La potencia de salida de un generador fotovoltaico depende de la radiación solar disponible G y la temperatura ambiente T. La potencia de salida de un generador PV aumenta linealmente con la radiación solar y disminuye a medida que aumenta la temperatura ambiente. Por lo tanto, la potencia de salida instantánea de un conjunto fotovoltaico es dada por: (2)

y son las condiciones esDonde tándar de radiación solar y temperatura ambiente respectivamente y es el coeficiente de temperatura del módulo PV. es la potencia nominal del generador PV, mientras es la temperatura de la celda y está dada por: (3) La abreviación se indica para Nominal Operating Cell Temperature. Ésta se mide en condiciones normalizadas de 800 W/m2 de radiación, 1 m/s de velocidad del viento y 20°C de temperatura ambiente [5]. La radiación solar es obtenida a partir de los datos de latitud, longitud y altura sobre el nivel del mar y la generación aleatoria de factores de nubosidad, de acuerdo a las horas del día. RAPsim posee dos modelos de sistemas de generación PV, el SolarPeakPowerModel, el cual sirve para especificar un sistema fotovoltaico, ver Fig. 1 y el SolarSquareMeterModel al cual sólo se le especifican la potencia nominal y los metros cuadrados totales del sistema fotovoltaico.

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Figura 1. Ventana para especificar los parámetros de entrada del modelo SolarPeakPowerModel.

B. Turbinas Eólicas RAPsim posee dos modelos de turbinas eólicas, uno de ellos es el SimpleWindTurbineModel al cual se le especifica la potencia pico y un factor de producción aleatorio. El otro modelo, llamado UsualWindTurbineModel, ver Fig. 2., es más detallado, en donde la potencia de salida de cualquier turbina eólica es función de la velocidad del viento:

Donde es la velocidad a la cual la turbina empieza a operar, es la velocidad del viento con la cual la turbina genera su potencia nominal y es la velocidad límite. Los coeficientes a se pueden calcular mediante mediciones [5], sin embargo el software se encarga de calcularlos internamente. Así mismo, las velocidades del viento en el tiempo son generadas aleatoriamente siguiendo una distribución Weibull con parámetros y previamente definidos en el algoritmo de programación.

Figura 2. Ventana para especificar los parámetros de entrada del modelo UsualWindTurbineModel.

C. Otras Fuentes de Generación RAPsim también incluye un modelo de fuente de generación a partir de combustible fósil, llamado


FosilFuelModel, en este se especifica la potencia, la capacidad del tanque y el nivel en porcentaje de combustible dentro del tanque, ver Fig. 3.

nominal de la microrred y ii) un flujo de potencia de un día en intervalos horarios. La Tabla I presenta los parámetros por unidad de longitud de las líneas de la microrred, así como los datos que se insertan propiamente en RAPsim luego de ser multiplicados por las distancias que corresponden según lo mostrado en la Fig 6.

Figura 3. Ventana para especificar los parámetros de entrada del modelo FosilFuelModel.

Por último está el ConstantPowerModel, que se utiliza para fuentes independientes del clima y al cual se le especifica únicamente la potencia, ver Fig. 4.

Figura 4. Ventana para especificar los parámetros de entrada del modelo ConstantPowerModel.

D. Cargas RAPsim posee dos modelos de carga, uno es el ConstantDemandModel, donde el consumidor demanda potencia constante. El otro modelo de carga es el ResidentialAverageLoadCurveModel el cual se basa en una curva residencial anual promedio de carga que se escala para el consumo anual de energía del consumidor, ver Fig. 5.

Fig. 5. Ventana para especificar los parámetros de entrada del modelo ResidentialAverageLoadCurveModel.

IV. MICRORRED BENCHMARK En la Fig. 6 se presenta el benchmark de una microrred residencial [1]. RAPsim es utilizado para simular flujos de potencia de la microrred aislada de la red de 0.4 kV. Para las simulaciones se utilizó el algoritmo AC PowerFlowCalculator. En este trabajo se simulan dos casos: i) El flujo de potencia para la condición

Figura 6. Microrred tomada de [1] para simular los flujos de potencia con el software RAPsim.

TABLA I. Parámetros de las líneas insertados en RAPsim

Para el primer caso se implementará el modelo de demanda constante para todas las cargas y se toman los valores de S0 presentados en la Fig. 6 con F.P. igual a 0.85 en atraso [1]. A partir de estos datos se calculan los valores de P y Q de los nodos de consumo, ver Tabla II. Para identificar los nodos ver Fig. 7.

TABLA II. Potencias insertadas en el modelo de demanda constante en RAPsim

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Simulación de un Caso Base de Microrred Utilizando el Software RAPsim

el segundo caso se implementa el modelo de carga ResidentialAverageLoadCurveModel, al cual se le insertó dentro de la programación del software la curva de demanda residencial de [1], además este modelo de carga necesita como dato de entrada el consumo anual de energía de cada uno de los consumidores, dato que se obtiene a partir del perfil de demanda residencial de [1] y la Smax. de cada consumidor, ver Fig. 6, con el fin de encontrar la potencia media de un día y multiplicarla por 365 días y así obtener los consumos anuales de energía de la Tabla III. Consumidores Nodo 1 Nodo 3 Nodo 4 Nodo 5 Nodo 6

Consumo anual de energía [kWh] 55053.8625 183512.875 264258.54 55053.8625 172502.103

TABLA III. Consumos de energía anual insertados en el modelo de curva de demanda media en RAPsim

En ambos casos de simulación las fuentes fueron programadas con los parámetros presentados en las Tablas IV y V.

Figura 7. Diagrama unifilar de la microrred programada en el software RAPsim.

TABLA IV. Valores de los parámetros insertados en el modelo “SolarPeakPowerModel” en RAPsim

Turbina eólica4 Velocidad viento cutin Velocidad viento cutout Potencia Velocidad nominal

3.0 m/s 20.0 m/s 10000 W 10 m/s

TABLA V. Valores de los parámetros insertados en el modelo “UsualWindTurbineModel” en RAPsim 2

Los valores de latitud y longitud pertenecen a la ubicación geográfica de Atenas, Grecia. 3 El software durante la simulación da los m2 cuando se inserta la potencia. 4 Datos de velocidades de operación turbina eólica tomados de http://sp.chinahummer.cn/index.php/index/content/169

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A. Resultados Los resultados del flujo de potencia para las condiciones nominales de la microrred, son las potencias ingresadas y los voltajes en cada nodo, ver Tabla VI, en donde se evidencia una caída de voltaje máxima del 9.41% en el nodo 3. Cabe anotar que estos resultados pueden variar en centésimas de una simulación a otra, ya que depende de la fecha y hora asignada a la simulación, en donde los valores “Cloudfactor” o factor de nubosidad y “Windspeed” o velocidad del viento son función de la hora del día. Para este caso los valores de “Cloudfactor” y “Windspeed” fueron 0.3949 y 1.4468 m/s respectivamente.

TABLA VI. Voltajes en pu para potencias nominales.


ya que hay una combinación, en un mismo nodo, de consumidores y de fuentes fotovoltaicas y/o eólicas, que son dependientes de las variables del clima.

Figura 8. Voltajes en los nodos definidos en el diagrama unifilar de la microrred.

De acuerdo con la Fig. 8, el nodo 1, en donde sólo hay un consumidor sin la presencia de alguna fuente alternativa de generación, posee mayor variación de tensión en comparación con los demás nodos de la red, presentado in convenientes de regulación de tensión con una “elevación” de tensión a las 3 p.m. y unos “hundimientos” de tensión en las demás horas del día, sobre todo a las 7 p.m.

En la Fig. 10 y la Fig. 11 se observan los valores aleatorios de nubosidad y velocidad del viento cada hora. Estos valores son los que definen la potencia de salida, de las fuentes fotovoltaicas y eólicas. Para el caso de las velocidades del viento estas son generadas mediante una distribución Weibull con parámetros de forma =3 y de escala =2.1. El factor de nubosidad se genera a partir de un algoritmo aleatorio que arroja valores en el rango de 0 a 1.

Figura 10. Factor de nubosidad

Figura 9. Potencias netas en los nodos definidos en el diagrama unifilar de la microrred programada en el software RAPsim En la Fig. 9 se muestra el comportamiento del flujo de potencia neto en cada nodo durante 24 horas, presentándose un déficit de generación de energía para abastecer la demanda entre las 7:00 p.m. y las 11:00 p.m. El nodo 1 muestra el comportamiento exclusivo del perfil de carga programado y el nodo 2 presenta un comportamiento exclusivo de una fuente de generación. Los demás nodos, en el transcurso del día, se comportan como nodos de generación y en otras ocasiones como nodos de carga,

Figura 11. Velocidad del viento

V. CONCLUSIONES El software RAPsim posee una interfaz amigable y los componentes básicos para realizar flujos de potencia con intervalos de tiempo definidos, con simulaciones que tienen en cuenta las variables climáticas que inciden sobre las fuentes alternativas solares y

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Simulación de un Caso Base de Microrred Utilizando el Software RAPsim eólicas. Además, al ser un software de código abierto existe la opción de modificar y/o agregar otros modelos de fuentes alternativas tales como baterías, celdas de combustible y almacenamiento volante. También es posible agregar dentro del código del programa curvas de carga y distribuciones de Weibull con parámetros y para las velocidades del viento. RAPsim puede utilizarse para complementar trabajos de diseño de microrredes eléctricas, sobre todo para continuar con el paso de la evaluación de la operación y configuración de una microrred desde el punto de vista eléctrico. A manera de ejemplo se presentaron dos casos de estudio con sus respectivos resultados, en el primer caso se simuló el flujo de potencia de una microrred en condiciones nominales. En el segundo caso se simuló el flujo de potencia de una microrred en intervalos horarios durante un día.

VI. AGRADECIMIENTOS Este trabajo ha sido soportado por la Universidad Nacional de Colombia y Colciencias (Fondo nacional de financiamiento para la ciencia, la tecnología y la innovación Francisco José de Caldas) a través de: una beca-pasantía con código Hermes 26861, del programa Jóvenes Investigadores - Convocatoria 645-2014; el proyecto MicroRENIZ-25439 con código 1118-66946197, y la beca de doctorado 095-2005.

VII. REFERENCIAS [1] S. Papathanassiou, N. Hatziargyriou, K. Strunz, and others, “A benchmark low voltage microgrid network,” Proc. CIGRE Symp. Power Syst. Dispersed Gener., pp. 1–8, 2005.

[2] J. R. Camarillo Peñaranda, A. J. Saavedra Montes, and C. A. Ramos Paja, “Selección de lugares para instalar micro-redes en Colombia,” CIDET, vol. 10, pp. 9–19, May 2014. [ 3] M. R. Dave Turcotte, “Photovoltaic hybrid system sizing and simulation tools: Status and Needs,” 2001. [4] M. Pochacker, A. Sobe, and W. Elmenreich, “Simulating the smart grid,” in PowerTech (POWERTECH), 2013 IEEE Grenoble, 2013, pp. 1–6. [5] M. Pochacker, T. Khatib, and W. Elmenreich, “The microgrid simulation tool RAPSim: Description and case study,” in 2014 IEEE Innovative Smart Grid Technologies - Asia (ISGT Asia), 2014, pp. 278–283. [6] W. Elmenreich, “RAPSim – An open source simulation software for microgrids | Energiemanagement und -technik.”

VIII. RESEÑA AUTORES Santiago Díaz Sánchez. Ingeniero electricista y joven investigador en la Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia, Medellín. sadiazsa@unal. edu.co Andrés Julián Saavedra Montes. Ingeniero electricista, Magíster en Sistemas de Generación de Energía Eléctrica y Doctor en Ingeniería Eléctrica de la Universidad del Valle. Profesor Asociado, Departamento de Energía Eléctrica y Automática, Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia, Medellín. ajsaaved@unal.edu.co


Reducción de pérdidas eléctricas en conexiones planas

John Jairo Zapata García. Director General ATP (Applied Technology Products)


Reducción de pérdidas eléctricas en conexiones planas

L

a conexión eléctrica de dos superficies planas de diferentes metales presenta múltiples inconvenientes, pero los más relevantes son los debidos a la corrosión galvánica y a los diferentes coeficientes de dilatación que generan esfuerzos mecánicos produciendo puntos calientes en la conexión. El barraje secundario de distribución es el punto donde confluye toda la corriente y por el efecto Joule será el punto de mayor pérdida de energía probable; por tanto es el que más se debe cuidar para evitar pérdidas por calentamiento. En el presente artículo, se analizan los diferentes factores que generan calentamiento en la conexión, sus posibles causas y se plantean las soluciones a los mismos.

The electrical connection of two flat surfaces of different metals presents multiple disadvantages, but the most relevant are the due to the galvanic corrosion and to the different coefficients of expansion that generate mechanical efforts producing warm points in the connection. The secondary buss bar is the point where the whole current comes together, and for the Joule effect,it will probably be the point of major loss of energy; therefore its care is fundamental to avoid warm losses. For that, in this article it is important to analyze the different factors that generate heat in the connection, besides of the possible causes and the solutions to the mentioned issues.

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John Jairo Zapata García. Director General ATP (Applied Technology Products)

Palabras Clave

Creep, corrosión, coeficiente de dilatación, par de apriete, torquímetro.

Keywords

Creep, coefficient of expansion, corrosion, torsion force, torquimeter.


I. GLOSARIO Efecto Joule. Se conoce como efecto Joule al fenómeno irreversible por el cual si en un conductor circula corriente eléctrica, parte de la energía cinética de los electrones se transforma en calor1. Matemáticamente se define como E=I².R.t, donde: I: Corriente R: Resistencia. T: Tiempo. Efecto Creep. El efecto “creep” o fluencia se define como ‘la deformación lenta de un material, normalmente medido bajo una tensión constante’2. En el caso del aluminio, este desplazamiento de material se presenta con mucha frecuencia. Corrosión galvánica. La corrosión galvánica es un proceso electroquímico en el que un metal se corroe preferentemente cuando está en contacto eléctrico con un tipo diferente de metal (más noble) y ambos metales se encuentran inmersos en un electrolito o medio húmedo3. Coeficiente de dilatación. El coeficiente de dilatación es el cociente que mide el cambio relativo de longitud o volumen que se produce cuando un cuerpo sólido o un fluido dentro de un recipiente cambian de temperatura provocando una dilatación térmica4.

II. INTRODUCCIÓN La reducción de las pérdidas ha sido el motor financiero de las electrificadoras durante más de dos décadas, y aquellas que lo han hecho juiciosamente no solo han logrado mantenerse sino que, gracias al mejoramiento de sus indicadores, han podido expandir sus fronteras. Un plan encaminado en ese sentido siempre comienza por la reducción de las pérdidas comerciales, también llamadas no técnicas; pues la tasa de rendimiento “inversión vs resultados” es muy positiva. En efecto, lograr que quien no paga el servicio comience a hacerlo, rápidamente genera dividendos. 1 (Santamaría, 2009) 2 (Cervantes, J & Torres, J., 2003) 3 (Bilurbina, L. ; Liesa, F. & Iribarren, J., 2003, p. 54) 4

(Ortiz Berrocal, L., 2007).

Sin embargo, la tasa de rendimiento es cada vez menor, y la reducción de un punto porcentual de las pérdidas se convierte en todo un reto técnico y comercial que no siempre resulta ventajoso. Es quizás el momento de mirar a otros frentes y considerar que hay otras formas de mejorar la rentabilidad del negocio, vía reducción de pérdidas técnicas o reducción de pérdidas administrativas, por ejemplo. En este artículo, se tratará el tema de las pérdidas debidas al calentamiento de la red desde el punto de vista técnico, sus causas y posibles soluciones; además de cómo hacer un plan de recuperación de pérdidas técnicas más eficiente.

III. ANTECEDENTES Por el efecto Joule, el calentamiento de la red en operación es un fenómeno inevitable, se puede decir que es el cobro que hace la red por hacer su trabajo. Sin embargo, esa misma ley indica que una reducción en la resistencia de contacto en los empalmes ayudará a desperdiciar menos energía y será más eficiente allí donde la corriente de paso sea mayor. La identificación de los factores que pueden conducir al aflojamiento de una conexión, y por tanto, a su sobrecalentamiento, es muy importante en el proceso de mejoramiento de la red. En la investigación realizada en las principales electrificadoras del país, fueron identificados 4 factores relevantes. A. Indebido par de apriete Si el apriete es insuficiente se presenta calentamiento; mientras que si es excesivo, se presenta el efecto creep que conlleva al aflojamiento. B. Corrosión galvánica Sucede cuando se conectan dos superficies de diferente material, cobre y aluminio por ejemplo. C. Comportamiento dinámico de la conexión Ocurre cuando la conexión es sometida a procesos sucesivos de dilatación por alta carga, con la contracción en estados de baja carga. En estas condiciones, el riesgo de aflojamiento por efecto creep aumenta. D. Corrosión de los tornillos El mal estado de los componentes de apriete como tornillos, tuercas y arandelas conllevan al aflojamiento de la conexión.

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Reducción de pérdidas eléctricas en conexiones planas El factor A se presenta en todas las electrificadoras, el B en aquellas que están en proceso de transición de cambio de conductores de cobre a aluminio, el C afecta aquellos circuitos con transformadores de alta capacidad, típico en ciudades grandes, y por último, el factor D es recurrente en electrificadoras costeras por la alta contaminación y la salinidad.

IV. ANÁLISIS DE CAUSAS Y POSIBLES SOLUCIONES A. Indebido par de apriete La conexión eléctrica de dos paletas debe considerar que las superficies completamente planas no existen, por tanto el paso de corriente se hace a través de puntos con áreas muy pequeñas y la calidad de la conexión dependerá principalmente de la presión de contacto. La Tabla I muestra el par de apriete recomendado para las diferentes medidas de tornillo.

TABLA I. Par de Apriete Recomendado5

Tomando como ejemplo el tornillo de ½” que es el más utilizado en nuestros sistemas de distribución, un par de apriete de 45 lb-pie ejerce una presión de 5400 libras (ver Tabla II) sobre las superficies a conectar, la cual será suficiente para garantizar una adecuada conexión.

La presión de contacto debe ser precisa, porque una baja presión genera una resistencia de contacto alta y por tanto sobrecalentamiento; por otro lado una sobrepresión, que aunque de momento asegure un buen apriete, con el tiempo genera el desplazamiento del material y el consiguiente aflojamiento (efecto creep). Por esta razón, es práctica común que cuando se está haciendo mantenimiento de equipos, se haga necesario el reapriete de tornillos. La precisión del par de apriete que asegure la adecuada presión de contacto se logra mediante el uso del torquímetro. Así, será una herramienta la que determina la presión y no la subjetiva apreciación del operario. B. Corrosión galvánica La corrosión galvánica se refiere al deterioro de un metal en presencia de humedad cuando está en contacto con otro. La pérdida de electrones que van desde el ánodo hacia el cátodo genera la pérdida del metal que actúa como ánodo. Los materiales con más potencial galvánico negativo se corroerán en favor de aquellos que tengan menor potencial. En el caso de la unión del aluminio frente al cobre, la Tabla III muestra un delta de potencial grande entre los dos metales, lo que asegura que en presencia de oxígeno y humedad, la acción galvánica ocurrirá indefectiblemente. La forma más apropiada para controlar la corrosión galvánica es evitando, ya sea, la presencia del electrolito (humedad) suprimiendo la corriente galvánica; o la presencia del oxígeno, sin cuya presencia no son posibles los procesos de oxidación. Esto se logra mediante el uso de resinas inhibidoras de corrosión, las cuales son impregnadas preferentemente en el aluminio.

5

TABLA II. Presión de Contacto a partir de un Torque6

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6

(Slade, 2014, p. 322) (Slade, 2014, p. 321)


TABLA IV Coeficientes de Dilatación Térmica Lineal 8

Como se observa en la Tabla IV, el coeficiente de dilatación del aluminio es 1,4 veces superior al del cobre y el de este es superior 1,4 veces la del hierro. En condiciones normales, ninguno de los metales se dilata, sin embargo cuando se presenten calentamientos por sobrecarga y enfriamientos por baja carga, los tres materiales se deformarán de manera distinta. Cuando el conjunto se enfríe nuevamente, el aluminio que es el de mayor coeficiente de dilatación, no vuelve a su estado original, produciendo el aflojamiento de la conexión, no por corrimiento de la tuerca sino por desplazamiento de material, a este fenómeno se le denomina efecto creep. Ver Figura 1. Esta situación se agrava si, como se mencionó anteriormente, hay un apriete excesivo de la conexión. TABLA III. Potencial Galvánico de los Metales7

C. Comportamiento dinámico de la conexión Todos los materiales tienen un coeficiente de dilatación que dependerá de su composición; cuando se calienten se dilatan y cuando se enfríen se contraen. Ver Tabla IV.

Figura 1. Efecto creep[9]

8 Recuperado de: http://www.vaxasoftware.com/doc_edu/fis/coefidilat.pdf 7

Recuperado de: notasymejoras.wordpress.com/2014/01/05/corrosion-galvanica/

9 (ATP Trading, 2015)

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Reducción de pérdidas eléctricas en conexiones planas

Para resolver el problema, debe considerarse que los efectos de contracción y dilatación son inevitables, pues son inherentes a la naturaleza de los materiales; por tanto la mejor estrategia es permitir la expansión del material en dirección axial mediante el uso de un resorte que le permita el desplazamiento en fase de calentamiento y que mantenga la presión de contacto en todo momento. El dispositivo más recomendado para ejercer la función de resorte en esas circunstancias es una arandela cónica tipo Belleville que, diseñada de manera adecuada en tamaño, espesor y recorrido, garantizará una presión continua de las magnitudes analizadas anteriormente (más de 5400 Lb-f). No debe confundirse este tipo de arandela con las arandelas de presión o guasas, cuya presión no supera las 350 Lb-f, y que solo tiene la función de evitar que la tuerca se desenrosque.

Figura 2. Arandela Belleville10

Una vez instalado este resorte en la conexión se garantizará una presión constante y continua en el tiempo, lo que la convertirá en una conexión libre de mantenimiento. D. Corrosión de los elementos de apriete Si se observan los tornillos galvanizados utilizados para apretar los barrajes secundarios de transformador en intemperie, es posible identificar que el 100% de ellos están oxidados, mientras que el mismo tipo de tornillo utilizado para sujetar los herrajes y crucetas al poste permanecen en buen estado.La razón para ello es que en los barrajes hay un aumento de temperatura por efecto joule, mientras que en los postes no. 10 Recuperado

de: http://www.soloingenieria.net/foros/viewtopic.

php?f=26&t=41142

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Este cuarto factor tiene una razón técnica y es el fenómeno de la polaridad inversa, el cual se explica en la Figura 3.

Figura 3. Polaridad Inversa11

El galvanizado en caliente utiliza el zinc como ánodo de sacrificio, el cual tiene un potencial galvánico que varía con la temperatura, mientras que el cátodo protegido es el acero, cuyo potencial galvánico es estable. Como se observa, después de 60 °C la polaridad se invierte y el acero que antes era cátodo ahora se convierte en ánodo de sacrificio. Lo normal en un barraje secundario es que la temperatura sea superior a 60°C, y en condiciones de humedad, la corrosión será inevitable. Varias electrificadoras han intentado solucionar el problema mediante el uso de tornillos de otros materiales como el bronce, sin embargo su alto costo y la propensión al robo lo han hecho inviable. Otras han usado el acero inoxidable, encontrándose con que los tornillos se sueldan mecánicamente haciendo imposible su aflojamiento; la razón es que el acero inoxidable tiene un coeficiente de dilatación térmica muy alta (1.6 veces superior a la dilatación del acero al carbón. Ver Tabla IV) y con la temperatura, el tornillo dilata hacia afuera, mientras que la tuerca dilata hacia adentro, produciendo una soldadura mecánica muy difícil de soltar. La solución propuesta consiste en la utilización de metales con un potencial galvánico estable, esto es que no varíen con la temperatura, como el aluminio y la plata, encontrándose que la mejor combinacióntécnico-económica es la del aluminio con el zinc, aplicados por el método de microcapa en una proporción 80-20. Esta metodología de recubrimiento se conoce como órgano-metálico y ha sido utilizado

11 (ATP Trading, 2015)


con éxito en zonas de alta contaminación de Bogotá, y extra-alta contaminación en Barranquilla. El recubrimiento órgano-metálico permite hacer micro-capas sucesivas para garantizar diferentes niveles de protección, de esta manera se puede llegar hasta 1000 horas en cámara de niebla salina para zonas de extra-alta contaminación, o de 720 horas para zonas de alta contaminación.

V. EXPERIENCIAS Codensa ha sido la compañía que más dispositivos, que combinan las cuatro soluciones sugeridas, ha instalado en su sistema. Desde el año 2013 cuenta con varios miles de soluciones exitosas y ha creado la norma técnica ET-481 “Especificaciones técnicas Kit para salidas de BT / MT.”12 La justificación del uso del kit se basa en lo siguiente:

Electricaribe, por su parte, ha instalado más de 10,000 soluciones en su sistema desde el año 2014, básicamente para resolver problemas de alta corrosión. Para mostrar su eficacia, se eligió la zona de Punta Roca con el fín de hacer las pruebas, pues allí los tornillos galvanizados deben ser cambiados cada 3 meses. La prueba fue instalada en enero de 2013 (foto 2) y después de 6 meses, los tornillos de prueba fueron bajados y los resultados fueron altamente satisfactorios. Como se observa en la foto 3, las únicas zonas afectadas por la corrosión, son las arandelas planas y únicamente en el sitio del contacto con las arandelas bellevile. El análisis de las muestras arrojó que la causa de la corrosión es el desprendimiento del recubrimiento debido al roce que ejerce la arandela Belleville cuando se expande y se contrae. El problema se solucionó cambiando el material de la arandela plana por acero inoxidable.

• Reducción del mantenimiento correctivo de daños en cables y conectores, que implican interrupciones y fluctuaciones, por tanto mala calidad del servicio y repercusiones en la imagen de la compañía. • No pago de compensaciones. • Disminución de atenciones de servicio. En pruebas hechas en El Charquito por Emgesa, se pudo mostrar cómo después de quince meses de instalación, el recubrimiento organo-metálico (a la izquierda) no presentaba señales de oxidación mientras el galvanizado (a la derecha) estaba 100% oxidado.

Fotografía 1. Prueba de corrosión en el charquito[13] 12 (Codensa

S.A. ,2011)

13 (ATP Trading, 2015)

Fotografía 2. Instalación de prueba en Punta Roca (Atlántico)14

Fotografía 3. Tornillo de prueba después de 6 meses de instalado15 14 (ATP Trading, 2015) 15 (ATP Trading, 2015)

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Reducción de pérdidas eléctricas en conexiones planas

VI. CONCLUSIONES

VII. REFERENCIAS

Las mayores pérdidas técnicas en un circuito de distribución son aquellas producidas por el efecto Joule, el cual depende de la resistencia de contacto y la corriente de circulación. Visto de esta manera, el punto de mayor corriente, y por tanto, al que más atención se le debe prestar es al barraje secundario del transformador; procurando que la conexión permanezca estable en el tiempo, reduciendo al mínimo la resistencia de contacto.

[1] Santamaría, G. (2009). Electrotecnia. EDITEX, S.A. p. 31. [2] Cervantes, J & Torres, J. (2003). Influencia del tiempo en celdas de carga de alta exactitud. Monterrey, México [Online]. Disponible: http://www.cenam.mx/fyp/Archivos%20PDF/Fuerza/ArtFueTiempoence ldasAMMAC%202003.pdf [3] Bilurbina, L.; Liesa, F. & Iribarren, J. (2003). Corrosión y Protección (p.52). Cataluña: Editorial Universidad Politécnica de Cataluña. [4] Ortiz Berrocal, L. (2007). Resistencia de materiales. Madrid: McGrawHill/Interamericana de España, S.A. [5] Slade, P. (2014). Electrical Contacts: principles and applications (p.322). EE.UU: CRC Press. [6] Slade, P. (2014). Electrical Contacts: principles and applications (p.321). EE.UU: CRC Press. [7] Recuperado de: notasymejoras.wordpress. com/2014/01/05/corrosiongalvanica/ [8] Recuperado de: http://www.vaxasoftware.com/doc_edu/fis/coefidilat.pdf

Las conexiones eléctricas están sujetas a diversos factores que pueden amenazar su estabilidad. Se han identificado cuatro variables que afectan la conexión de barrajes tipo nema planos y se recomiendan las respectivas alternativas de solución. Como soluciones a los problemas planteados se sugieren: el uso del torquímetro para que haya un adecuado par de apriete, usar resina inhibidora para evitar la corrosión galvánica, el uso de un resorte tipo beleville que mantenga la presión constante entre las superficies a conectar, y finalmente, recubrimientos órgano-metálicos que son inmunes al fenómeno de polaridad inversa.


Impacto del envejecimiento y la reducción del tamaño de los hogares en Colombia sobre las previsiones de la demanda de energía eléctrica y su dinámica de consumo

Romel Rodríguez Hernández Estudios Doctorales en Economía y Ciencias Sociales UPME


Impacto del envejecimiento y la reducción del tamaño de los hogares en Colombia sobre las previsiones de la demanda de energía eléctrica y su dinámica de consumo

E

ste artículo tiene por objeto mostrar el impacto que en Colombia el envejecimiento y la reducción en el tamaño de sus hogares ha tenido sobre la estimación de la demanda de energía, así como sobre las previsiones de consumo futuro.

This article contributes to show the impact of aging and the reduction of size in households about the forecasting of energy demand and consumption in the long run.

Romel Rodríguez Hernández Estudios Doctorales en Economía y Ciencias Sociales UPME

Palabras Clave Ciclo económico, Energía eléctrica, Envejecimiento, Pronósticos, Hogares. Keywords Business Cycle, Electric Power, Aging, Forecasting, Households

I. INTRODUCCIÓN La transición demográfica caracterizada por una reducción significativa de la tasa de natalidad y el incremento de la esperanza de vida, ha producido un aumento del porcentaje de la población con edad mayor a 60 años, que se explica por la mayor inserción de la mujer en el mercado laboral, y la implementación de políticas para el control de natalidad. En Latinoamérica se ha dado un aumento en la edad promedio de su población, a un nivel promedio de 30 años, con tasas de fertilidad (hijos en promedio concebidos por una mujer en su etapa reproductiva) por debajo de 2.5 [1]. En Colombia, entre 1950 y 2010, la esperanza de una vida pasó de 48 a 73 años, al mismo tiempo que la tasa de fertilidad descendió de 4 a 2 hijos promedio en el país. Aunque los estudios demográficos de la CEPAL, indican que Latinoamérica experimenta un bono demográfico por el incremento de su población económicamente activa entre 18 y 40 años, cierto es también que respecto a las previsiones, las estadísticas comienzan a señalar un envejecimiento mayor al previsto, pudiendo ello acortar la duración y alcance del bono demográfico. Además, en países desarrollados y emergentes se han reducido el tamaño de sus hogares, sus poblaciones viven más en las ciudades, y en ellas se concentra la mano de obra de mayor calificación. La reducción en el tamaño de los hogares, está generando cambios en las dinámicas del mercado de activos. Un ejemplo ha sido el incremento de la oferta de vivienda relacionada con casas y la mayor demanda de vivienda nueva de espacios reducidos para hogares unipersonales o de máximo tres personas. La mayor esperanza de vida está llevando a las empresas de servicios a reorientar esfuerzos hacia una población adulta, la cual cuenta en la mayoría de los países desarrollados, con acceso a pensión, y por ende con capacidad de endeudamiento. De igual manera, la creciente participación de la población adulta en la pirámide poblacional está produciendo cambios en las estrategias de producción y mercado de bienes y servicios [2]. El crecimiento poblacional ha tenido una considerable desaceleración en el caso colombiano, en particular desde 1964 cuando comenzó a exhibir una tendencia decreciente, que se acentúa desde 1979,

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año desde el cual el crecimiento es inferior al año que le precede. Es evidente que una reducción del ritmo de crecimiento poblacional no es una condición suficiente para explicar el envejecimiento. Lo que es relevante en la estadística citada es el hecho que Colombia tuvo un fuerte crecimiento de su población previo a la década de los setenta (por encima incluso del 3%) a pesar de tener una alta tasa de mortalidad inducida por la violencia política, principal factor de desplazamiento del campo a la ciudad, que además aceleró la transición de la Colombia rural del siglo XIX a la Colombia urbana al finalizar el siglo XX [3]. A partir de la segunda mitad del siglo XX, Colombia experimentó un cambio de tendencia en el índice de envejecimiento. Hasta 1966 el grado de dependencia tuvo una tendencia creciente, llegando a ser de 100, es decir, la suma de personas menores de 15 años y mayores de 65 era equivalente a la población entre 15 y 65 años. La transición de un país joven a un país adulto en términos demográficos, es una realidad próxima para Colombia, que implica el replanteamiento de la visión de sociedad, porque las

conductas, demanda de servicios y necesidades de la población se alteran cuando deja de ser la población joven quien dinamiza su crecimiento.

Figura 1. Distribución Porcentual Población Colombia Según Rango de Edad (Años). Fuente: DANE – Wood Mackenzie – Cálculos del Autor

Sin embargo, la esperanza de vida en Colombia cinco décadas atrás, que no superaba los 55 años, hacía que las mayores tasas de dependencia se sustentaran en la protección y manutención de la población infantil pero no en la población adulta mayor.

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Impacto del envejecimiento y la reducción del tamaño de los hogares en Colombia sobre las previsiones de la demanda de energía eléctrica y su dinámica de consumo

Las cifras así lo evidencian: en 1968, la población menor de 15 años en Colombia era el 46% del total, mientras la población mayor de 60 constituía sólo el 3% (Gráfica 1). Las previsiones sobre envejecimiento en Colombia, señalan que el porcentaje de la población menor de 15 años disminuirá del 24% de la segunda década de éste siglo hasta el 15% al finalizar el mismo; a su vez, la población entre 15 y 65 años pasará del 66% al 57% de la población total; en cuanto la población mayor de 65 años, tendría la mayor dinámica de ascenso, al pasar del 10% al 29% como porcentaje de la población colombiana [4].

lo hace al 1.6% (Gráfica 3). Según estos datos, y contrastados con el descenso de tu tasa de mortalidad, Colombia está en forma gradual, ingresando a la cuarta fase de su transición demográfica, y próxima a vivir en las décadas siguientes una estructura poblacional donde la población joven pierde peso y la población mayor gana participación.

Figura 3. Tasa de Crecimiento Anual Población Colombia Según Rango de Edad (Años) Fuente: DANE – Wood Mackenzie – Cálculos del Autor

Figura 2. Índice de Envejecimiento Colombia. Histórico Vs Proyectado, Fuente: DANE – Wood Mackenzie – Cálculos UPME

El impacto en este cambio de largo plazo en la estructura de población, será el incremento en la razón de dependencia del nivel actual de 52 a un nivel aproximado de 80, nivel similar al que había en 1980, pero con la diferencia que en aquel año la población menor de 15 años presentaba el 41% de la población y la mayor de 60 años constituía solo el 4%; al finalizar el siglo XXI, cuando se retorna dentro de una senda crecimiento a una razón de dependencia de 80, la población menor de 15 años habrá disminuido al 15% como porcentaje de la población total, , y la mayor de 60 años será el 30%, siendo la razón de envejecimiento de 201.3 (Gráfica 2) Por grupos de edades, la población con mayor dinámica de crecimiento, es la población mayor a 65 años. Su tasa de crecimiento en la presente década (4.4%) es el doble que la exhibida al promediar el siglo XX. Los demás grupos de edades, 0 – 14 años y entre 15 y 64 años bajaron drásticamente su tasa de crecimiento; el primer grupo crece en la última década a una tasa anual de 0%, mientras el segundo

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Figura 4. Edad Promedio (Años) Población Nacional Total Colombia 1985 – 2020. Fuente: DANE – Cálculos del Autor

La edad promedio de la población en las diferentes regiones en Colombia, viene mostrando una tendencia al alza. A nivel nacional, la edad promedio del colombiano, pasó de 25 años en 1985, a 29 años en 2005, proyectándose en 33 para 2020 (Gráfica 4). Así mismo, la población femenina ha envejecido más que la del hombre; entre 1985 y 2005, su edad promedio subió 4 años (pasando de 26 a 30 años), un año más que el hombre cuya esperanza de vida a 2005 era de 28 años, dos años menor con relación a la mujer [5]. El número de hogares es reflejo también de la dinámica de envejecimiento. Aunque la fragmentación de la unidad familiar, como consecuencia del aumento de hogares unipersonales, haya llevado a un aumento del número de hogares, alcanzando éstos 9.7 millones en 2014, y estimándose que llegaran a 13.3 millones en 2030, la tasa de crecimiento es descendente.


El crecimiento anual de los hogares en Colombia en perspectiva, acentúa la tendencia descendente descrita: se reduce de 3.9% en 1995, a 2.5% en 2014 y proyecta descender a 2.1% en 2030 (Gráfica 5).

Figura 5. Histórico y Proyección Hogares en Colombia Número (Millones) – Tasa de Crecimiento Anual. Fuente: Cálculos del Autor – CELADE – Wood Mackenzie

II. PREVISIONES DE DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y ENVEJECIMIENTO El crecimiento promedio de la demanda de energía eléctrica (EE) entre 1995 y 2014 fue 2.4%, significativamente por encima del crecimiento de la población (POB) que durante el mismo período fue 1.6% (Gráfica 6). Para los próximos 25 años, se estima que el crecimiento de la población será 1.1%, lo que sumado al incremento en la esperanza de vida por encima de los 30 años, confirmará el envejecimiento de la sociedad colombiana y el riesgo de sobreestimar la demanda [6]. El incremento superior en la demanda de energía eléctrica, infiere un mayor uso per cápita de la energía, razonable en el supuesto que una población envejecida tiene menor movilidad y estar menos familiarizada con energías alternativas siendo más dependiente en su bienestar de su consumo de electricidad.

El desarrollo a gran escala que ha tenido la infraestructura energética desde los noventa (diversificación de la generación de electricidad a partir de termoeléctricas, sumadas al incremento en la construcción de embalses) condujo a que entre 1993 y 2014 prácticamente se doblara la demanda de energía eléctrica nacional, pasando de 35598 GWh en 1993, a 62812 GWh en 2014 (Gráfica 7). La demanda de energía eléctrica por persona entre 1991 y 2014 se incrementó en 20%, y de acuerdo a las proyecciones de la UPME, en 2029 alcanzará un nivel de 1594 kWh, 1.3 veces el nivel actual. Mientras el crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica por persona, entre 1991 y 2014, se incrementó a un ritmo de 0.8% anual, para el período 2015 – 2029 se estima lo hará a una tasa de 1.5% anual (Gráfica 8).

Gráfica 7. Histórico y Proyección Demanda de Energía Eléctrica en Colombia (GWh) 1991 – 2029. Fuente: Cálculos del Autor

Figura 8. Demanda de Energía Eléctrica por Persona (kWh). Fuente: Cálculos del Autor – CELADE

Figura 6. Tasas de Crecimiento Anual Colombia Demanda de Energía Eléctrica Vs Población. Fuente: Cálculos del Autor – CELADE – Wood Mackenzie

Sin embargo, la proyección de la demanda de energía eléctrica a largo plazo se comienza a afectar por el factor demográfico. La proyección a 2029 indica que para ese año, la demanda de energía eléctrica será de 91686 GWh, aproximadamente 1.5 veces el nivel alcanzado en 2014. Esto significa, que la tasa a la cual se expande la demanda de energía eléctrica

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nacional, conforme el país envejece, va a comenzar a moderarse, lo que implicará tener una mayor cautela en los planes de expansión de electricidad a nivel regional, tanto en ciudades principales, cabeceras de municipios, como en zonas rurales. En consecuencia, una reducción mayor a la prevista en el crecimiento poblacional, induciría a mediano plazo al uso ineficiente de energía eléctrica y la revisión a la baja de la demanda potencial, aspecto que puede incidir en la ejecución de proyectos del sector, al replantear proyectos de inversión, en cuanto generación y transmisión, lo que a su vez afectaría la inversión pública, dado el costo de oportunidad que tendrían los recursos destinados a incrementar una demanda de energía estimada por encima de las proyecciones sinceradas por la dinámica de envejecimiento que comienza a caracterizar la población colombiana. No obstante, cuando se examina la relación de la demanda de energía eléctrica por hogar, la tendencia descendente que se traía desde la década de los noventa (alcanzando un máximo de 5598 kWh en 1995) se revierte por cuenta del aumento en la tasa de crecimiento anual de los hogares que se presenta en Colombia durante la última década; la demanda de energía eléctrica nacional a 2014, se ubica en 5099 kWh, nivel que es aproximadamente 10% inferior al exhibido en 1995; a largo plazo, se proyecta un crecimiento de la demanda de energía eléctrica por hogar de 1% anual entre 2015 y 2029, estimando que en 15 años, se ubicará en 5789 kWh (Gráfica 9).

Figura 9. Demanda de Energía Eléctrica por Hogar en Colombia. Histórico y Proyección (kWh). Fuente: Cálculos del Autor – CELADE

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Figura 10. Crecimiento Anual de la Demanda de Energía Eléctrica por Hogar en Colombia 1994 – 2028. Fuente: Cálculos del Autor

El crecimiento de la demanda de energía eléctrica por hogar dimensiona el impacto de la transición demográfica para el caso colombiano. Mientras en 1994, la demanda eléctrica por hogar crecía al 2.6%, el rápido incremento del número de hogares en los noventa (impulsado por el crecimiento de hogares unipersonales) lleva a que esta tasa de crecimiento se torne negativa, siendo – 8.2% en el año 2000. Posteriormente, la dinámica de expansión que ha tenido la demanda de energía eléctrica por el mayor crecimiento económico (en promedio 4.5% entre 2002 y 2014), lleva a que la demanda de energía eléctrica por hogar vuelva a exhibir tasas de crecimiento anuales positivas y retome una senda ascendente: para 2014, la demanda anual de energía eléctrica crecía al 1% anual, y se tiene la expectativa, que a largo plazo crezca a una tasa del 2% (proyectada a 2027), que implicará a futuro, un mayor consumo per cápita nacional de electricidad (Gráfica 10).

III. ANÁLISIS ECONOMÉTRICO. RELACIONES ESTRUCTURALES ENTRE DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y ENVEJECIMIENTO Para establecer la relación tanto de corto como de largo plazo entre el comportamiento demográfico y la demanda de energía eléctrica nacional, se construyeron y estimaron modelos econométricos de vectores autrorregresivos (VAR) y modelos econométricos de vectores de corrección de errores (VEC,), en los que se relacionan los históricos y las proyecciones de: 1) la demanda de energía eléctrica nacional; 2) la población; 3) el tamaño de los hogares (personas por hogar).


Los modelos VAR permiten establecer el impacto de los choques que las dinámicas de crecimiento poblacional tengan sobre la demanda de energía eléctrica y viceversa, mediante la construcción de funciones impulso – respuesta (FIR)1. Se considera una frecuencia anual de los datos, desde 1985, razón por la cual el horizonte de las FIR es de 10 años. El primer modelo construido, un VAR, estima el impacto (en tasas de crecimiento) de un choque de una desviación estándar en el número de hogares sobre la demanda de energía eléctrica. El resultado muestra que un incremento del número de hogares, incrementa la expansión de la demanda de energía eléctrica hasta en 500 GWh (aproximadamente) al cabo de 3 años (Gráfica 11). Posteriormente el choque reduce su intensidad; sin embargo, al cabo de 10 años, la demanda de energía eléctrica muestra un crecimiento aproximado de 100 GWh (lo que implica que no se retorna al escenario inicial de crecimiento cero) evidenciando un choque estructural, eso es que el incremento del número de hogares afecta la tasa de crecimiento de largo plazo de la demanda de energía eléctrica.

Figura 11. FIR – Modelo VAR. Respuesta Demanda Energía Eléctrica a Choque por Número de Hogares. Fuente: Cálculos del Autor

Un segundo ejercicio, también con un modelo VAR, estima la respuesta en el crecimiento del número de hogares a un choque de crecimiento (de una desviación estándar) en la demanda de energía eléctrica. 1 Los modelos VAR (Vectores Autorregresivos) se trabajan con series de tiempo estacionarias, es decir, que se mueven alrededor de una media. Por lo general, las variables económicas no son series de tiempo estacionarias, teniendo que diferenciarse éstas (variación del valor dela variable entre dos períodos) para poder ser empleadas en el VAR. A través de los modelos VAR, se identifica el patrón de relación de corto plazo entre las variables. La principal utilidad de los VAR son las funciones impulso – respuesta, que permiten establecer el impacto de un choque de una variable (en unidades de desviación estándar) sobre las demás variables.

El resultado muestra que el impacto es positivo: al cabo de 3 años, el número de hogares crecería 4%. Sin bien el crecimiento del número de hogares se desvanece, al cabo de 10 años es aproximadamente 0.2%, lo que implica un efecto estructural (Gráfica 12). Explicar por qué la demanda de energía eléctrica incrementa el número de hogares, se asocia al mejoramiento de la calidad de vida que se genera con el mayor consumo de electricidad, hecho que se infiere, aumenta las expectativas optimistas de los hogares, hecho que repercutiría en un aumento de su tamaño.

Figura 12. FIR – Modelo VAR. Respuesta Número de Hogares a Choque de Demanda de Energía Eléctrica

El tercer modelo, un modelo VAR, estima la respuesta de la demanda de energía eléctrica al número de personas por hogar. El resultado muestra que en los primeros 2 años hay un incremento de la demanda de electricidad; a largo plazo el choque se desvanece, lo que implica que el incremento del número de personas por hogar, a largo plazo, no altera el crecimiento de la demanda de energía eléctrica (Gráfica 13). Este resultado debe asociarse al hecho que el número de personas por hogar es una variable acotada a largo plazo a un número entre 3.4 y 4 personas (a 2050 según las proyecciones de la UPME), hecho que explica el acotamiento que se presenta en la demanda de energía eléctrica.

Figura 13. FIR – Modelo VAR. Respuesta Demanda de Energía Eléctrica a Choque Personas por Hogar. Fuente: Cálculos del Autor

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Impacto del envejecimiento y la reducción del tamaño de los hogares en Colombia sobre las previsiones de la demanda de energía eléctrica y su dinámica de consumo

El cuarto modelo VAR, estima la respuesta que en el crecimiento del número de personas por hogar, tiene un choque de crecimiento de la demanda de energía eléctrica (en una desviación estándar).

El primer modelo VEC muestra la respuesta de la demanda de energía eléctrica a un choque en población (en niveles). Este choque permite capturar la dinámica de largo plazo en las tendencias de éstas dos variables. Los resultados muestran que a largo plazo, un incremento persistente en el nivel de la población, reduce la demanda de energía eléctrica hasta en 1200 GWh (Gráfica 15). La FIR que describe este resultado, permite explicar el porqué en la medida que se ha moderado y reducido la tasa de crecimiento de la población, los choques demográficos ilustrados en los modelos VAR previos, inducen a un incremento en el crecimiento de la demanda de energía eléctrica nacional.

Figura 14. FIR – Modelo VAR. Respuesta Personas por Hogar a Choque Demanda de Energía Eléctrica. Fuente: Cálculos del Autor

Los resultados muestran el impacto positivo que la demanda de electricidad, tiene en el crecimiento del número de personas por hogar, alcanzando su máximo al cabo de 3 años (0.4%). A largo plazo, el crecimiento del tamaño de hogar se estabiliza en 0.3%, lo que evidencia la naturaleza estructural del choque descrito (Gráfica 14). Un enfoque alterno a las construcciones de funciones impulso – respuesta construidas anteriormente, es la consideración de un análisis de tendencias de largo plazo, mediante un modelo VEC, a partir del cual se construye una función impulso respuesta que permite evidenciar si hay presencia o no de una relación estructural entre la demanda de energía eléctrica y el crecimiento poblacional. A diferencia de los modelos VAR, en los modelos VEC los análisis de las estimaciones econométricas de las funciones impulso – respuesta, se hacen a partir de la relación de largo plazo establecidas de acuerdo a los componentes de las tendencias de las variables2. 2 Los modelos VEC (Vector de Corrección de Errores) es un sistema cuadrado de ecuaciones econométricas que emplean series de tiempo que no son estacionarias (no se mueven alrededor de una media) con el propósito de capturar a través del componente de tendencia, la relación de largo plazo presente entre las variables. A este procedimiento se le denomina Cointegración. Los VEC tienen la ventaja a diferencia de los VAR, de no transformar la variable, de forma que en el planteamiento del sistema de ecuaciones, respeta la formulación teórica que se plantea entre las variables económicas en cada ecuación del sistema.

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Figura15. FIR Modelo VEC, Respuesta Demanda Energía Eléctrica a Choque en Población. Fuente: Cálculos del Autor

El segundo y último modelo VEC estimado, muestra la respuesta del choque de la demanda de energía eléctrica a un incremento en el número de hogares (en niveles). El resultado de la FIR evidencia, que no hay analogía o reciprocidad en los choques y respuestas mutuos entre el tamaño de los hogares y la demanda de energía eléctrica. A corto plazo, el incremento en el número de hogares (en una desviación estándar) reduce la demanda de energía eléctrica, que se reduce hasta en aproximadamente 200 GWh (al cabo de 3 años). A partir del cuarto año, se presenta un incremento de la demanda de energía eléctrica, que al cabo del décimo año alcanzaría (aproximadamente) los 150 GWh, lo que evidencia la presencia de un choque estructural; se infiere entonces que el incremento de los hogares (bien sea con un tamaño menor por el incremento de los hogares unipersonales o un tamaño mayor por un repunte en la tasa de fecundidad) incrementa a largo plazo la demanda de energía eléctrica (Gráfica 16).


a corto plazo la tasa de crecimiento de la demanda de energía eléctrica; a largo plazo éste choque es neutral, lo que se explica por el techo o la convergencia que en Colombia presenta el número de personas por hogar (3.8 a 2029, 3.5 a 2050).

Figura 16. FIR Modelo VEC Respuesta Demanda Energía Eléctrica a Choque Hogares. Fuente: Cálculos del Autor

IV. CONCLUSIONES El descenso en el crecimiento de la población y el número de hogares generan efectos a corto plazo (positivos) en cuanto a variaciones en las tasas de crecimiento de la demanda de energía eléctrica, y efectos persistentes (positivos) en la dinámica de largo plazo. En la medida que se revierta la dinámica de crecimiento poblacional, incrementándose la tasa de fecundidad (choque demográfico), el impacto de un incremento en el tamaño de la población sobre la demanda de energía eléctrica, es negativo y persistente en el largo plazo. Las estadísticas de uso de la energía proyectan un incremento de la demanda de energía per cápita y por hogar asociada al envejecimiento, que puede ser ineficiente en la medida que se acentúe aún más el descenso de la población y conduzca a una mayor demanda de energía eléctrica por persona o por hogar. Sobresale así mismo, el impacto positivo que un incremento en el consumo de energía eléctrica tendría sobre el número de hogares, evidenciando la sensibilidad en el bienestar que genera la satisfacción de un mayor consumo de electricidad. Por último, se evidencia que no hay un impacto análogo y recíproco en los choques de la demanda de energía eléctrica, y el número de personas por hogar. Un incremento del número de personas por hogar, incrementa

Examinando las tendencias de largo plazo, un choque demográfico generado por el incremento en el número de hogares, produce una reducción transitoria de la demanda de energía eléctrica, demanda que a largo plazo se incrementa hasta en 150 GWh. En síntesis, la transición demográfica que Colombia presenta, pasando de tasa altas a tasas bajas de natalidad y mortalidad, tiene repercusiones de largo plazo sobre la demanda de energía eléctrica. Por lo tanto, conviene que se haga un mayor seguimiento a las proyecciones de población y del tamaño de los hogares; una sobreestimación de la población, puede conllevar a un incrementado no sustentable de la demanda de energia eléctrica, que a su vez conduciría al emprendimiento de proyectos de inversión en generación y transmisión de energía eléctrica, con alto costo de oportunidad de los recursos públicos allí consignados.


Impacto del envejecimiento y la reducción del tamaño de los hogares en Colombia sobre las previsiones de la demanda de energía eléctrica y su dinámica de consumo

Si bien la demanda de energía eléctrica responde también a otros factores relacionados con la actividad económica, la regulación del servicio, la temperatura y los cambios en el clima, la población es determinante al condicionar el alcance en cobertura que la electricidad debe tener como servicio público vital. De allí, que las estimaciones hechas mediante modelos VAR y VEC evidencien que el envejecimiento condicionará la dinámica de expansión de la generación y transmisión de energía eléctrica, y tendrá una creciente influencia en las proyecciones de demanda no sólo de electricidad, sino también de las demás fuentes de energía, independientemente que desarrollen un grado de sustitución o complemento con la energía eléctrica.

[3] Comisión Económica para América Latina – CEPAL (2008). Panorama social de América Latina. Santiago de Chile: CEPAL, pp. 143 – 169. [4] Wood Mackenzie (2014). Proyecciones de Crecimiento Poblacional [5] Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) - Centro Latinoamericano de Demografía (CELADE). Proyecciones Demográficas 1950 – 2100. [6] Unidad de Planeación Minero Energética (2014). Informe de Demanda de Energía Eléctrica. Proyección 2014 – 2028. Revisiones Marzo – Junio – Diciembre.

IV. REFERENCIAS

Romel Rodríguez Hernández, Economista. Magíster en Finanzas, Magíster en Economía. Estudios Doctorales en Economía y Ciencias Sociales. Par Académico e Investigador. Profesional Especializado de la Unidad de Planeación Minero Energética UPME, Ministerio de Minas y Energía.

[1] Centro Latinoamericano y Caribeño de Demografía (CELADE) – División de Población de la CEPAL (2007 – 2014). Proyección de población. Observatorio demográfico. [2] Bloom, David, David Canning, & Jaypee Sevilla (2001). “Economic Growth and the Demographic Transition”. NBER Working Paper No. 8685

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V. RESEÑA AUTOR


Implementación de la primera etapa del sistema de gestión energética en la industria

mediante la utilización de herramientas CAD

Paula Liliana Ceballos Hernández Jhon Edison Ceballos Montoya MecaniCAD S.A.S


Implementación de la primera etapa del sistema de gestión energética en la industria mediante la utilización de herramientas CAD

E

ste artículo presenta una metodología para la implementación de la primera etapa del sistema de gestión energética aplicada al sector industrial. La recolección, almacenamiento y análisis de los datos técnicos de los procesos energéticos permiten mediante la utilización de herramientas CAD visualizar y obtener la información coherente y coordinada en un modelo digital para caracterizar energéticamente una industria. Este proceso contribuye a enfocar los esfuerzos, estrategias y recursos en las áreas y equipos que tienen un mayor impacto energético en la organización. Se identifican oportunidades de mejora y optimización de procesos, para obtener mejores resultados en un menor tiempo, decisiones asertivas y ahorro de recursos [8][10].

This article presents a methodology for the implementation of the first stage of management energetic system applied to industrial sector. The collect, the storage and the technical date’s analysis of the energetics process allow by the utilization of CAD tools to view and obtain consistent and coordinated information on a digital model to characterize energetically industry tools. This process helps to focus efforts, strategies and resources in the areas and equipment that have a higher energy impact on the organization. Opportunities for improvement and optimization of processes are identified, for better results in less time, assertive decisions and resource savings.

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Paula Liliana Ceballos Hernández Jhon Edison Ceballos Montoya MecaniCAD S.A.S

Palabras Clave

Ahorros, caracterización, CAD, decisiones, diagrama, energéticos, software.

Keywords

Saving, characterization, CAD, decisions, diagram, tool, energetics, software.


I. INTRODUCCIÓN Para iniciar con la implementación del modelo de gestión energética se requiere disponer de la información técnica y organizacional de la industria. La primera tiene que ver con el diagrama de flujo del proceso, censo de carga de equipos, operación de los mismos, diagramas unifilares de los energéticos, entre otros [9]. La segunda, en cambio se relaciona con la estructura administrativa de la empresa en cuanto a lo financiero a lo operativo lo comercial, etc. El modelo de gestión energética adoptado en Colombia secciona en etapas la implementación de este sistema. En este artículo nos enfocaremos en la primera etapa, en la actividad 1 que trata de la caracterización energética de una industria. De acuerdo a la norma ISO50001 “Procedimiento de análisis cualitativo y cuantitativo que permite evaluar la eficiencia con la que la empresa administra y usa la energía en su proceso productivo, y que permite evaluar la situación energética actual; determinando las anomalías presentadas en cuanto al consumo energético real y los focos de desperdicio energético”[6]. En esta etapa se determina el estado actual de la empresa para lo cual se aplican distintos tipos de herramientas. Se requiere determinar los equipos y las áreas que se consumen los principales tipos de energéticos [9]. El sector industrial ha venido comprometiéndose con el uso eficiente de sus recursos, y en algunos casos se han adoptado los lineamientos de la norma ISO 50001. Ese artículo se enfoca en el numeral 4.3 de la norma que trata de la planificación energética en el aparte de la revisión energética [4]. A nivel industrial esta práctica se torna compleja debido a la insuficiencia de la información o a la des actualización de la misma, en otros casos se ha evidenciado que no se registra, ni se revisa ni se controla el uso de la energía. Sin embargo en los últimos años la tecnología se ha venido difundiendo como herramienta eficaz en la optimización de los procesos. Los software de modelado tridimensional han proporcionado a diferentes industrias la manera rápida y eficaz de construir la línea base a partir de modelos 3d y de planos 2d, debido a la facilidad con que se

pueden visualizar las áreas, los equipos y la utilización de energéticos, a gestionar adecuadamente los recursos y optimizar la capacidad de producción. Además de trabajar conjuntamente con el grupo de ingeniería y personal de operación, la información recopilada en campo se podrá utilizar para diseñar, solucionar, documentar y desarrollar nuevos proyectos de ingeniería. La documentación contenida en planos y modelos se utiliza más adelante del proceso cuando se definen los indicadores de desempeño y finalmente en la elaboración de la documentación del sistema. Las herramientas CAD para estudiar y analizar el funcionamiento del proceso, o incluso estudiar una posible reforma, rehabilitación energética o cualquier tipo de obra, viendo y analizando el funcionamiento final antes de hacer nada en él.

II. METODOLOGÍA La utilización correcta de las herramientas CAD en una caracterización energética depende totalmente de la información recolectada y para ello es necesario contar con profesionales experimentados en servicios industriales, los cuales realizarán un recorrido por las instalaciones de la planta industrial recopilando información detallada acerca de las tecnologías y características técnicas de los equipos, los procesos, los usos de los energéticos, diámetros de las tuberías, localización de equipos, personal y otras infraestructuras que garanticen un modelo real del proceso. El levantamiento de la información tiene que ver con todo lo relacionado con las redes de agua, aire, gas, vapor, refrigeración y electricidad; incluyendo instrumentación, válvulas y cambios de nivel de dichas redes. La información se digitaliza en las herramientas CAD tales como AutoCAD, Inventor y Plant 3D, las cuales nos permiten representar en modelos 3D, isométricos, planos P&ID, y diagramas de flujo todos los sistemas energéticos de una planta industrial, obteniendo una completa claridad y máximo detalle de las distribuciones de las redes en la planta y

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Implementación de la primera etapa del sistema de gestión energética en la industria mediante la utilización de herramientas CAD

posteriormente identificar y analizar oportunidades de mejora y reducción en los costos energéticos que lleven a las industrias a mejorar su productividad y competitividad. Pueden existir dos posibilidades o ambas a la vez: el análisis de los casos existentes y/o la simulación de nuevas soluciones para facilitar un soporte a la toma de decisiones por parte de los expertos [7][10]. Las herramientas CAD pueden ser aplicadas a todas las líneas de proceso en la industria, el material requerido para efectuar la recolección de la información tiene que ver con instrumentos de medición básicamente, para medir distancias y diámetros. Posterior a la elaboración del modelo digital el personal técnico procederá a construir un diagrama energético-productivo, el cual vincula las variables de producción con los energéticos utilizados en el proceso, de esta manera se obtienen gráficos por equipos o áreas para posteriormente obtener la producción equivalente [10].

Figura1. Modelado Planta alimenticia

En la Ilustración 2 Modelo área secado de cascarilla, Buencafé Liofilizado de Colombia, Chinchiná, Caldas corresponde a la Ingeniería conceptual, básica y de detalle del sistema de secado de cascarilla de café, el cual se caracterizó energéticamente para determinar los ahorros derivados de la sustitución de gas natural por cascarilla de café. En esta actividad se contempló la localización de la instrumentación requerida para medición y control y la adecuación tecnológica de la caldera para generación de vapor.

III. RESULTADOS En las siguientes ilustraciones se pueden visualizar los resultados obtenidos después de hacer recorridos por distintos sectores industriales en donde la recopilación de la información en sitio, la ingeniería conceptual y la ingeniería de detalle, que corresponde en la mayoría de los casos a modelos 3d, permiten la caracterización energética. En la Ilustración 1 Modelado Planta alimenticia Casa Luker en Chinchiná Caldas, se realizó el levantamiento metrológico de los equipos, estructuras, redes de tuberías (vapor, aire, condensado, agua industrial, agua suavizada, refrigeración. A través de un grupo de profesionales multi-disciplinarios se pudo detallar la infraestructura, la distribución y la utilización de los equipos por energéticos. Posteriormente se elaboró el modelo 3D y los planos 2d con vistas isométricas. A partir de dicho modelo se identificaron los equipos mayores consumidores por consumo de energía eléctrica, la cual es la más representativa, y construir el diagrama de Pareto. Finalmente como no hay control de las variables que intervienen al proceso se analizó en el modelo 3d los puntos estratégicos para la instalación de medidores.

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Figura 2. Modelo área secado de cascarilla

En la Ilustración 3 Modelo 3d área de transporte neumático se realizó el levantamiento de información arquitectonica, localizaccion de equipos de transporte y redes de agua, aire y electricidad, digitalizando los diagramas P&D, realizando isométricos y modelando en 3D. El objetivo de este modelo es elaborar el diagrama energetico-productivo y obtener la produccion equivalente esta area del proceso. Posteriormeente se optimizaron las rutas de las


redes de servicio de aire comprimido utilizando los diametros adecuados y relocalizando los puntos de uso para reducir la caida de presión. Se diversificó la demanda de los equipos para disminuir la capacidad del motor para la operación del compresor.

En la Ilustración 5 Área de motores eléctricos de una planta del sector alimenticio se pudo establecer a través del modelo 3d el diagrama energético productivo, pues la distribución de energía eléctrica suministrada por los motores propociona electricidad a varios procesos. El modelo facilitó además la toma de decisión para definir los puntos de la tubería en el que se debían instalar medidiores.

Figura 3. Modelo 3d área de transporte neumático

En la Ilustración 4 Modelo 3d proceso planta de alimentos, se realizó la recolección de información de 280 equipos con sus estructuras e interconexiones en redes de tuberías, distribución de espacios en todas las áreas productivas de la planta de chocolate en Bogotá. Esta práctica permitió construir el diagrama energético productivo de la planta. Toda vez que no se contaba con los instrumentos de medición necesario, el modelo 3d facilitó el desarrollo de esta actividad al establecer el proceso productivo de mayor consumo de energía. Posteriormente se realizó el censo de carga de equipos por áreas con el que se elaboraron los diagramas de Pareto.

Figura 4. Modelo 3d proceso planta de alimentos

Figura 5. Área de motores eléctricos

La Ilustración 6 Red de vapor permitió evaluar el desempeño de los equipos con respecto a la energía utilizada por procesos y el impacto en el producto final, toda vez que el vapor es producido inicialmente en una caldera la cual funciona con energía primaria adquirida por la organización, en este caso gas natural, se requiere determinar el uso final y la cantidad consumida por cada usuario.

Figura 6. Red de vapor planta de alimentos

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Implementación de la primera etapa del sistema de gestión energética en la industria mediante la utilización de herramientas CAD

En la Ilustración 7 Modelo 3d planta cervecera se implementó un modelado digital de los edificios, equipos, transportadores sin fin, elevadores de cangilones, silos de almacenamiento, filtros de mangas, tolvas, válvulas rotativas, plataforma camionera, ductos de las zonas de cebada y malta, zona de remojo, tanques, red de agua de proceso, red de aire en la planta de una Maltera. En la Ilustración 8 Equipos planta maltera se puede observar la fotografía de los equipos en campo y el modelo digital con medidas reales.

Figura 7. Modelo 3d planta cervecera

Figura 8. Equipos planta maltera

La Ilustración 9 Modelo 3d Torre de Enfriamiento permitió realizar el dictamen energético, comparando los datos de diseño con los datos recopilados en el modelo 3d. El primer hallazgo obtenido es la deficiencia de instrumentos para medir las variables de la torre, tales como: termómetros calibrados y psicrómetro para temperatura del bulbo húmedo. Los planos de diseño no correspondían al sistema instalado lo cual contribuyó a la optimización de rutas y diámetros de tubería del proceso.

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Figura 9 Modelo 3d Torre de Enfriamiento

IV. CONCLUSIONES

Este artículo propone una herramienta tecnológica para identificar los usos significativos de energía en los procesos, las áreas con mayor consumo y finalmente la caracterización en el sector industrial, desde su fase conceptual, pasando por la aplicación de la ingeniería básica y detalle hasta obtener un modelo 3d que proporcione no solo la reducción de consumos de energéticos sino también el incremento de la competitividad, a través de proyectos de mejoras en los procesos.

integral de la energía. Descargado el 13 de Noviembre de 2010 de http://www.si3ea.gov.co/Portals/0/ Gie/Guia/Guia.pdf [5] Ministerio de economía y planificación de cuba., (2000). Situación Energética en la industria. Diagnóstico Energético Rama Cemento. Descargado el 28 de Marzo de 2008 de www.energia.inf.cu/ieemep/Diagener/cerealcf.pdf [6] ISO50001 Gestión de la energía, 2011. www. iso.org [7] htp//www.si3ea.gov.co/Home/UREenlaIndustria/tabid/117/language/en-US/Default.aspx. [8] http://www.autodesk.es/adsk/servlet/pc/index?siteID=455755&id=15525874. [9] ”Guía para la implementación de un sistema de gestión de la energía basado en la ISO50001”, 2013 [10] http://www.si3ea.gov.co/Portals/0/Gie/ Docs/herramientas.pdf

VI. REFERENCIAS

V. RESEÑA AUTORES

Un equipo de profesionales expertos en el desarrollo de proyectos industriales sumado al uso de tecnologías CAD, brindan al sector industrial una herramienta eficaz para caracterizar energéticamente los procesos de mayor impacto energético, además se podrá verificar previamente el funcionamiento, adaptabilidad y rentabilidad de proyectos de mejoras identificados antes de ser ejecutados.

[1] Campos Avella, Juan Carlos, “Guía para la implementación. [En línea]. Bogotá: UPME, 2007 URL disponible en www.si3ea.gov.co/inicio/GestionIntegraldelaEnergia [2] O. Prias,”Gestión Integral de la Eficiencia Energética en ambientes competitivos”, Memorias primer congreso internacional sobre uso racional de la Energia CIUREE, 2004. [3] Gómez, R., Campos. and J.C., Santos, “Eficiencia energética y competitividad en las empresas”, Editorial UCF.80.p. Editorial universidad de fuegos. Cien fuegos Cuba. [4] Upme, Colciencias., Universidad Autónoma de Occidente., & Universidad del Atlántico., (2005). Guía para la implementación de sistemas de gestión

Paula Liliana Ceballos Hernández Ingeniera Electricista MecaniCAD S.A.S Ingeniera de proyectos gestión energética Cra 24 # 26-55 Ed. Cámara de Comercio 3113677339 comercial@mecanicad.com.co Jhon Edison Ceballos Montoya Ingeniero Industrial MecaniCAD S.A.S Gerente MecaniCAD Cra 24 # 26-55 Ed. Cámara de Comercio 3113677339 Jhon.ceballos@mecanicad.com.co

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Rusia 1

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Crecimiento desde la 1ª edición

2.616

5.500

9.300

9.300

12.000

15.800

78

134

179

219

272

302

6.860

7.600

12.000

14.000

15.000

68

95.3

97.4

111,4

120

26

57

69

120

130

Corea del sur 1

España 2 México 10

4.800

Francia 1

Estados unidos 11

9

Alemania 4

0

República Checa 1

Austria 2 China 10

Colombia 221

Turquía 1

Ecuador 1

India 3

Brasil 12

Perú 1 Argentina 15 Chile 1

Participación de empresas por tipo: Industria – Transformación Comercio

40% 31%

Servicios 25% Educación 1%

Operadores / E.S.P 1% Institucional 1%

Gobierno 1%

2006 2007 2009 2011 2013 2015


Características de la Revista CIDET La Revista CIDET es una publicación especializada de CIDET, de periodicidad semestral, cuyo propósito es la divulgación de los adelantos y logros alcanzados en el desarrollo y ejecución de sus proyectos de investigación e innovación y de sus servicios de certificación. La Revista es un espacio abierto para especialistas, académicos, empresas e interesados relacionados con el sector eléctrico que quieran divulgar sus trabajos y estudios, novedades e investigaciones y temas de interés y discusión para el sector eléctrico. La Revista CIDET permite profundizar en relevantes para el sector que beneficien a la región y al país en los ámbitos de investigación, social, económico y productivo. La Revista CIDET estimula la discusión científica como medio para la generación de conocimiento entorno a las necesidades del sector eléctrico colombiano. Características generales de los artículos Los artículos deben ser inéditos y podrán ser presentados en los idiomas oficiales de la revista: español o inglés. Tienen cabida preferencial los artículos de investigación científica y desarrollo tecnológico, las reflexiones originales sobre un asunto y la revisión del estado de un dominio específico de la ciencia y la tecnología. Por lo tanto, la orientación de los artículos debe ser especialmente técnica, descriptiva, objetiva, analítica y muy bien fundamentada, sin hacer publicidad de alguna empresa, producto o servicio. Los artículos se deben redactar en tercera persona del singular, impersonal, contar con adecuada puntuación y redacción, carecer de errores ortográficos y conservar equilibrio en la estructura de sus párrafos.

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Las especificaciones relativas a estructura, extensión, envío y otros aspectos formales se detallan en la siguiente sección. No se permitirán más de dos artículos por autor en cada edición de la revista Formato de los artículos Los artículos deben contener: • Título: (claro y preciso) con nombre(s) del (los) autor(es) y filtración institucional (70 caracteres) • Reseña del (los) autor(es): estudios de pregrado y posgrado, experiencia, cargo actual y dirección electrónica. • Resumen en español e inglés (abstract) del artículo (máximo 200 palabras) • Palabras clave en español e inglés (key words). Máximo cinco palabras. • Introducción • Desarrollo del tema • Referencias y notas de pie de página • Conclusiones • Bibliografía y referencias bibliográficas: se aplican las normas para tesis y otros trabajos de grado • Es conveniente resaltar los párrafos u oraciones más significativos del contenido del artículo y todo aquello que dé significado a su estructura • Fotografías: si el artículo se acompaña de fotografías, deberán entregarse en forma digital y en alta resolución • Unidades y decimales: se solicita a los autores utilizar las unidades del Sistema Internacional, la coma para separar las cifras decimales y el punto para indicar millares y millones • Ecuaciones: las ecuaciones se levantan en un procesador apropiado para ese uso • Tipo de letra: arial (o equivalente) fuente Nº12 y con interlineado a doble espacio • Tamaño del artículo: mínimo cinco cuartillas, máximo 20 cuartillas a espacio y medio Proceso de evaluación Los artículos recibidos por la revista son evaluados preliminarmente por el Comité Editorial, considerando estándares de calidad académica y originalidad, y aquellos artículos que cumplan con esos requerimientos son sometidos a la evaluación anónima de dos árbitros nacionales e internacionales, garantizando el anonimato de autores y árbitros. Se entiende que los documentos que se envían al Comité Editorial para su evaluación están siendo considerados por ninguna otra publicación.

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Los documentos recibidos serán evaluados por pares expertos en el tema del artículo con reconocido prestigio nacional e internacional. El editor y los miembros del Comité Editorial no participarán en la evaluación más que en casos de conceptos contradictorios. El resultado de la evaluación de cada árbitro puede ser: • Aceptado (sin modificaciones) • Aceptado (con modificaciones menores) • Condicionado a una revisión y nueva presentación • No aceptado Cuando los conceptos de los árbitros no sean coincidentes, la resolución será: • “Aceptado” y “condicionado”: se considera como “condicionado” y se pedirá que se incorporen las modificaciones propuestas. • “Condicionado” y “No aceptado” se considera como “No aceptado” • “Aceptado” y “No aceptado”, es decir, dictámenes polarizados: se discuten en el Comité Editorial y eventualmente se envían a un tercer árbitro; cuando haya tres lectores y dos de ellos hayan dado un dictamen negativo, se descartará el dictamen positivo. El Comité Editorial informará los resultados de la evaluación de cada artículo, en un plazo máximo de un mes, contado a partir de su recepción. Las observaciones de los evaluadores deberán ser tenidas en cuenta por el autor, quien debe hacer los ajustes señalados. El Comité Editorial se reserva la última palabra sobre la publicación de los artículos y la edición en que se publicarán. Esta decisión será comunicada al autor en cuanto se conozca. Envío de artículos El autor principal debe diligenciar el formato de autores y enviarlo junto con el artículo por correo electrónico a la dirección: revistacidet@cidet.org.co. Es primordial tener en cuenta las fechas de cierre editorial.

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Este derecho se podrá ejercer, entre otros frente a datos parciales, inexactos, incompletos, fraccionados, que induzcan a error, o aquellos cuyo tratamiento esté expresamente prohibido o no haya sido autorizado; a solicitar prueba de la autorización otorgada a CIDET; a ser informado por CIDET, previa solicitud, respecto del uso que le ha dado a sus datos personales; a presentar ante la Superintendencia de Industria y Comercio quejas por infracciones a lo dispuesto en la presente ley y las demás normas que la modifiquen, adicionen o complementen; a revocar la autorización y/o solicitar la supresión del dato cuando en el tratamiento no se respeten los principios, derechos y garantías constitucionales y legales y a acceder en forma gratuita a sus datos personales que hayan sido objeto de tratamiento NOTA 2: PROPIEDAD INTELECTUAL: EL AUTOR reconoce y acepta que pertenecerán a CIDET la totalidad de los derechos de propiedad intelectual de contenido patrimonial sobre las obras y creaciones realizadas por él en virtud del desarrollo del objeto del presente contrato, bien sea de manera directa o indirecta, bien se trate de creaciones encargadas o de herramientas de trabajo que facilitan su labor, o bien se trate de creaciones realizadas con los recursos y tiempo de CIDET, y dentro del término de duración del mismo, así como sobre las obras y creaciones que resultaren de proyectos de investigación en los cuales participe. Igualmente EL AUTOR declara que las obras y creaciones a realizar han sido, son y serán originales e inéditas y que en su realización no se vulnerarán derechos legales y contractuales de terceros. La transferencia de los derechos de propiedad intelectual de contenido patrimonial acá establecida se hace a título universal y equivale a la totalidad de derechos de explotación económica que recaigan o puedan recaer sobre las obras, durante la totalidad del término que la ley reconoce a este tipo de derechos, y sin límite territorial alguno, pudiendo CIDET considerarse como el titular exclusivo de tales derechos. Las partes acuerdan que la expresión “derechos de propiedad intelectual de contenido patrimonial” acá contenida incluye la totalidad de los derechos patrimoniales de autor y los derechos de propiedad industrial que recaen sobre las creaciones realizadas por EL AUTOR, entre otros y sin limitarse a ellos, uso, reproducción, divulgación (en cualquier medio incluyendo Internet), comercialización, distribución y transformación. En caso de presentarse cualquier tipo de reclamación o acción por parte de un tercero, independientemente de su naturaleza, en cuanto a los derechos de Propiedad Intelectual cedidos en virtud del presente instrumento así como la originalidad e ineditud de las obras realizadas y la infracción real o potencial de derechos de propiedad intelectual de terceros, EL AUTOR asumirá toda la responsabilidad legal y patrimonial y saldrá en defensa de CIDET. Por tanto, para todos los efectos CIDET actúa como tercero de buena fe. Se pone de presente que la infracción a la propiedad intelectual puede constituir delito penal y por ende a más de las acciones resarcitorias aquí contempladas a favor de CIDET, se advierte a EL AUTOR de la existencia de infracciones penales cuando se vulneran derechos de propiedad intelectual de terceros. EL AUTOR declara que conoce, por medio escrito y por la divulgación realizada por parte de CIDET, el Reglamento de Propiedad Intelectual de la Corporación RG – 11- 01 – V01 y las versiones posteriores que lo adicionen, modifiquen o complementen, y por lo tanto se adhiere al mismo.

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