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OBSERVATORIO

COLOMBIANO

de Energía


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Edición Nº 19 / ISSN 2145-2938

CARLOS ARIEL NARANJO VALENCIA Director Ejecutivo

JUAN PABLO ROJAS DUQUE Gerente CIDET Certificación

SANTIAGO TABARES

Director Laboratorios y Gestión de Activos


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EDITORIAL

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OBSERVATORIO COLOMBIANO DE ENERGÍA: UN SISTEMA DINÁMICO, ABIERTO, ESTRUCTURADO, IMPARCIAL Y ACCESIBLE A TODOS LOS ACTORES Y PÚBLICOS PARA IMPULSAR LA TRANSFORMACIÓN DE LA CALIDAD DE VIDA DE LOS COLOMBIANOS A PARTIR DE LA ENERGÍA.

ANÁLISIS DE LA SOSTENIBILIDAD AMBIENTAL DE LOS VEHÍCULOS ELÉCTRICOS INDIVIDUALES POR CARRETERA

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DISPONIBILIDAD DE BIOMASA RESIDUAL Y SU POTENCIAL PARA LA PRODUCCIÓN DE BIOGÁS EN COLOMBIA

APROXIMACIÓN AL CONCEPTO DE NETZERO Y SU EJECUCIÓN EN PROYECTOS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y/O COMERCIAL

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INTERNET DE LAS COSAS (IOT) ASOCIADO A LA TRANSFORMACIÓN DIGITAL DEL SECTOR ELÉCTRICO

ELECTRIFICACIÓN DE UN SISTEMA FÉRREO EN COLOMBIA: ANTIOQUÍA- CARIBE IAL

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ESTUDIO DE VIABILIDAD PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA EÓLICO EN EL MUNICIPIO DE HOBO - HUILA

FACTIBILIDAD FINANCIERA PARA UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA SEGÚN LA RESOLUCIÓN CREG 030-2018

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IMPORTANCIA DE LA CARACTERIZACIÓN DEL CONTENIDO DE FURANOS EN EL DIAGNÓSTICO DE LA CONDICIÓN DE EQUIPOS INDUCTIVOS

METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN PARA LA UTILIZACIÓN DE CABLES NO CONVENCIONALES EN REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EXISTENTES

PÁGINA 95 METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DEL MATERIAL DEL AISLAMIENTO EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ALTA TENSIÓN

PÁGINA 105 TEORÍA DEL VALOR EN RIESGO (VAR) APLICADA AL ESTUDIO DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS NATURAL EN COLOMBIA, BAJO ESCENARIOS ESTOCÁSTICOS DE NORMALIDAD Y VALOR EXTREMO, EN EL CONTEXTO DE IMPERFECCIONES DE MERCADO Y CAMBIO CLIMÁTICO


Observatorio Colombiano de Energía: un sistema dinámico, abierto, estructurado, imparcial y accesible a todos los actores y públicos para impulsar la transformación de la calidad de vida de los colombianos a partir de la energía. Desde hace varios años, en la industria colombiana se ha venido hablando de la necesidad de una plataforma colaborativa efectiva para la construcción y despliegue de la visión energética del país que soñamos. Esto requiere convertir grandes cantidades de información de muchas y variadas fuentes en conocimiento efectivo tanto para la formulación de política pública pertinente en temas energéticos como para el soporte de la toma de decisiones empresariales que, entre muchos otros aspectos, fomenten el desarrollo regional e involucren y articulen actores emergentes en la industria, como son las PYMES y los emprendedores. La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y la Universidad Nacional de Colombia, apoyados en muchos otros actores como lo es CIDET, han venido trabajando en desarrollar una visión conjunta y compartida orientada al establecimiento de un observatorio gestionado interdisciplinariamente de forma colaborativa e innovadora para construir e impulsar una visión de futuro de país, empezando por el horizonte 2030-2050. Como se está concibiendo, este Observatorio Colombiano de Energía sería entonces un sistema dinámico, abierto, estructurado, imparcial y accesible a todos los actores y públicos para impulsar la transformación de la calidad de vida de los colombianos a partir de la energía. La energía es un aspecto fundamental para competir en el mundo, tanto para el crecimiento económico, la creación de empleo como para mejorar la calidad de vida de las personas. El Observatorio sería por tanto una de las respuestas a una carencia que existe para tener una perspectiva clara del papel y potencial de la energía en Colombia, así como para mirar el futuro de forma prospectiva para saber qué proyectos impulsar, para orientar la política pública así como la estrategias empresariales. ¿Qué temas se abordarían en el Observatorio Colombiano de Energía? Al plantearse como un sistema colaborativo e imparcial apoyado en una plataforma tecnológica de vanguardia, el Observatorio abordaría temas como: tendencias regulatorias y de política pública, información de centros de pensamiento, asociaciones profesionales/sectoriales, información empresarial, regulación, tendencias tecnológicas todo esto apoyado por las herramientas tradicionales de bibliometría, cienciometría, infometría e I+D+i. Pero esto no es suficiente, el Observatorio también debe involucrarse en la gestión del cambio, la transformación y migración tecnológica, la cultura y la coopetencia apoyado en el estado del arte con respecto a la analítica de datos y el Big Data. Adicionalmente, debe enfocar una parte sustancial de sus esfuerzos en la prospectiva sectorial de largo plazo para desarrollar políticas públicas que apalanquen el desarrollo regional y la estrategia empresarial, además de considerar el impacto en la calidad de vida de los colombianos e influenciar las tendencias del mercado. Constitución del Observatorio Colombiano de Energía Se considera necesario que hagan parte del Observatorio Colombiano de Energía el Estado, los entes reguladores, los cuerpos consultivos, los centros y grupos de I+D+i, las asociaciones, las empresas, los gremios y los clúster empresariales.


Se trataría de un esquema de valor compartido de empresas y emprendedores además de organizaciones de conocimiento, todos en sinergía con las agencias gubernamentales de fomento industrial y energético, con una visión de país por fomentar un ecosistema con el tamaño y las capacidades suficientes para generar competitividad, bienestar y prosperidad a partir de la energía. ¿Qué elementos aportaría el Observatorio Colombiano de Energía a la industria eléctrica? El Observatorio Colombiano de Energía brindaría al ecosistema sectorial acceso a conocimiendo adecuado para habilitar las interacciones requeridas para la generación de bienestar, valor y prosperidad a partir de la energía. Además desarrollaría la infraestructura nacional de analítica de datos para convertir la información en conocimiento requerido para la toma de decisiones estratégicas a partir de la prospectiva e inteligencia tecnológica/competitiva requeridas para construir una visión de país impulsado por la energía. También generaría alertas de problemáticas y temas referentes al negocio de la energía, asegurando la pertinencia de las políticas, normatividad y regulación con impacto industrial o energético desarrollada por agencias gubernamentales. Oferta de Valor El observatorio brindaría elementos para asegurar la pertinencia de la política pública energética del país y orientar el consecuente cambio tecnológico, empresarial, social y comportamental Con esto se disminurían los riesgos por decisiones inadecuadas tomadas por no tener acceso a una visión de país, a la voz de los ciudadanos, la estimación de los impactos de las tecnologías emergentes, la consideración de lecciones aprendidas de contextos análogos, la identificación de oportunidades de financiación/inversión o colaboración además de la evolución de variables de mercado, ambientales y sociales Además sería una plataforma de diálogo, cooperación, inteligencia e intercambio de mejores prácticas/conocimiento con respecto a transición tecnológica, usos, política, macroeconomía, regulación, mercados, infraestructura, estrategia, cooperación, estrategia, geopolítica y comercio internacional, todo esto en temas donde la energía es una variable crítica. Lo que se busca es convertir la energía en uno de los principales motores de la competitividad empresarial y la calidad de vida de los colombianos, la prosperidad del país. Los participantes hasta ahora hemos imaginado el observatorio como un sistema dinámico, abierto, estructurado, imparcial y accesible a todos los actores y públicos para transformar la calidad de vida de los colombianos a partir de los usos de la energía. CIDET está muy comprometido en continuar apoyando esta importante iniciativa sectorial y pone a su disposición su experiencia, capacidades, infraestructura, herramientas y modelos de gestión para llevarlo a convertirse pronto en una realidad.

Rubén Darío Cruz Rodríguez Editor Revista CIDET


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Análisis de la Sostenibilidad Ambiental de los vehículos eléctricos individuales por carretera I. INTRODUCCIÓN Hoy en día la preocupación por disminuir el impacto en el cambio climático y a construir ciudades sostenibles, ha llevado a que las principales ciudades del mundo tomen acciones para afrontar los desafíos energéticos que se presentan. Algunos de los desafíos que se presentan son el incremento de la demanda energética en el sector transporte, principalmente dado por el uso de combustibles fósiles y gas natural en menor medida. De acuerdo al último Balance Energético Colombiano 1975 -2015 publicado por la UPME el 16 de septiembre de 2016, el sector transporte es uno de los principales consumidores de energía en la economía colombiana. En el año 2015 tuvo un consumo de 494.540 TJ, correspondiente a una participación del 41% de la distribución del consumo de energía, proveniente principalmente de productos derivados del petróleo, en una menor proporción gas natural, biocombustibles y electricidad[1]. Esta situación conlleva a que el sector transporte sea el mayor contribuyente de gases de efecto invernadero en Colombia, según el Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero – GEI del IDEAM, las emisiones de gases de efecto invernadero del sector transporte han presentado un crecimiento cercano al 79% entre los años de 1990 y 2012, pasando de aproximadamente 18 Mton equivalentes de CO2 a 31 Mton; siendo los departamentos de Bogotá, Antioquia y Valle los mayores aportantes a este incremento de emisiones contaminantes[2].

AUTOR: Carlos Andrés Álvarez CIDET RESUMEN — La preocupación por el cuidado del medio ambiente, específicamente por las emisiones generadas por el sector transporte, han llevado a que la comunidad mundial se interese en el desarrollo tecnológico de soluciones de transporte eléctrico. Estas alternativas de solución propenden por una perspectiva sostenible de la movilidad de pasajeros en las grandes ciudades. Por esta razón, el presente artículo presenta la visión de diferentes estudios realizados a nivel mundial sobre la sostenibilidad de los vehículos eléctricos en el sistema de transporte. Se analiza la importancia que posee el transporte eléctrico con las metas de reducción de emisiones ambientales de países referentes a nivel mundial, ya que ven como un potencial de disminución de impactos ambientales al sector transporte, teniendo como eje principal a los vehículos eléctricos. De igual manera, se presentan las diferentes alternativas tecnológicas que se han venido desarrollando en la última década, como consecuencia de la prioridad en la sustitución del motor de combustión interna y los combustibles fósiles, como lo son los vehículos híbridos enchufables, vehículos eléctricos a batería y el vehículo de célula de combustible de hidrógeno. En este sentido, las políticas públicas son un posibilitador de gran importancia en la implementación de un transporte eléctrico en las ciudades urbanas, considerando aspectos como incentivos financieros, bonos a tecnologías verdes, seguridad energética, incentivos para el mejoramiento del ambiente, entre otros. Finalmente, se analiza la sostenibilidad ambiental de los dos aspectos esenciales en el desarrollo de los vehículos eléctricos, las baterías y la infraestructura de recarga, los cuales se ven como los aceleradores en la evolución económica del mercado de vehículos eléctricos. Las baterías por su alto costo y la relación proporcional entre densidad energética y autonomía de los vehículos, además todavía se encuentran en desarrollo estrategias de disposición final. Y la infraestructura de recarga, que posibilita la operación continua y confiable de los vehículos, y por los impactos que representa para los sistemas de distribución de energía eléctrica. Palabras Clave—Vehículo eléctrico, batería, infraestructura de recarga, emisiones de gases de efecto invernadero, desarrollo sostenible.


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En consecuencia, el sector transporte se ha convertido en un foco de interés en la búsqueda de tecnologías y fuentes de combustible que sustituyan a los combustibles fósiles, aportando a la mitigación del impacto ambiental y a la reducción de los niveles de emisión de CO2. Entre las nuevas tecnologías más limpias propuestas por el Global Fuel Economy Initiative –GFEI para el sector transporte se encuentran los vehículos eléctricos. Estas soluciones se han proliferado en países como Alemania, Noruega, Francia, España, Japón, Estados Unidos, Holanda, Reino Unido, entre otros, en búsqueda de una movilidad sostenible. En gran parte se debe a que el uso de motores eléctricos permite la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y la contaminación acústica.

II. ROL DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO EN EL TRANSPORTE SOSTENIBLE

De otro lado, para el caso de los vehículos eléctricos poseen una eficiencia superior a los de combustión interna, por ejemplo un automóvil a gasolina consume aproximadamente 244,57 MJ/100 km, un automóvil con funcionamiento a diésel consume en energía aproximadamente 204,40 MJ/100 km y un automóvil eléctrico tiene un consumo energético de 66,6 MJ/100 km recorridos, por lo que un vehículo eléctrico, a pesar de tener un peso mayor, consume en energía entre (3) tres y cuatro (4) veces menos que un motor diésel y uno de gasolina[3]. De igual manera, los vehículos eléctricos necesitan un numero de aproximadamente 11,000 partes en su etapa de fabricación, mientras que un vehículo convencional tiene unas 30,000 partes, lo que resulta en una reducción de los costos del mantenimiento en aproximadamente el 40%[4].

En este sentido, los vehículos eléctricos son vistos con gran potencial para el desarrollo de un sistema de transporte sostenible. Por ejemplo, en el sudeste de Suecia, se planea con la visión de que el “sector transporte identificará y aprovechará plenamente el potencial de los vehículos eléctricos para apoyar a una sociedad eficiente, y sostenible para los ciudadanos y las empresas”. En vista que los vehículos eléctricos (VE) desempeñan un papel fundamental para el desarrollo hacia el transporte por carretera sin fósiles en Suecia, debido a su mayor eficiencia y su posible independencia de fuentes de energía insostenibles.

En Colombia el interés por mejorar la eficiencia y el consumo energético en el sector transporte y evitar las emisiones de gases de efecto invernadero, han llevado a que se adopten estrategias y se adelanten proyectos en busca de promover una movilidad sostenible. Un ejemplo de esto, ha sido la adopción, en el año 2012, de la Estrategia Colombiana de Desarrollo Bajo en Carbono (ECDBC), la cual forma parte del Plan Nacional de Desarrollo. Por lo tanto, el presente artículo presenta aspectos relevantes sobre la sostenibilidad en el sector transporte, y las alternativas que han adelantado otros países para contribuir con un transporte sostenible. Además de indicar, los aspectos relevantes de sostenibilidad con las tecnologías disponibles en el mercado, el impacto y modelos de reutilización de las baterías, la importancia de las políticas públicas, y las dimensiones sociales, ambientales y económicas asociadas con la infraestructura de recarga para el suministro de energía eléctrica a los vehículos.

La Federación Europea de Transportes y Medio Ambiente definió el desarrollo sostenible del transporte como aquel que satisface las necesidades de movilidad de las personas, al mismo tiempo que protege la condición del medio ambiente, las condiciones de vida y las oportunidades de desarrollo económico de las generaciones futuras. De igual manera, la Asociación Internacional de Transporte Público, menciona que para implementar los principios de desarrollo sostenible con referencia al transporte y la habitabilidad de las ciudades, el transporte debe implementar tecnologías con baja huella de carbono, además de ser un sistema interconectado e inteligente[5].

En igual sentido, surge la posibilidad de ser alimentados con electricidad a partir de fuentes de energía renovable y gestionada de manera sostenible, adicionalmente los vehículos eléctricos también pueden desempeñar un papel importante junto con las tecnologías avanzadas de la información para promover soluciones de sistemas integrados para el transporte sostenible y para los sistemas energéticos[6]. Sin embargo, en la implementación de tecnologías sostenibles surgen barreras de penetración en el mercado, ya que desafían las prácticas comerciales predominantes que dependen en gran medida del uso de combustibles fósiles, especialmente en los sectores de petróleo y gas, electricidad y transporte. También se enfrentan al desafío de crear beneficios adicionales para los clientes, en particular para compensar la mayor inversión inicial en comparación con los vehículos convencionales. Por esta razón, para Bohnsack, Pinkse y Kolk, los VEs podrían crear tales beneficios a través de la habilitación de soluciones de movilidad más completas, pasando así de los modelos de negocio basados en productos a los basados en los servicios; sirviendo como almacenamiento de energía en los llamados sistemas de energía inteligente; generando nuevas fuentes de ingresos desde la liberación de la batería o reutilizándola para aplicaciones de segundo uso[7].

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En cuanto a la reducción de Gases de Efecto Invernadero - GEI, el sector transporte es el que se visualiza con mayor potencial de reducción. Ejemplo de esto es el caso de California, que en el año 2002 se propuso como meta la reducción de estas emisiones en un 40% para el 2016, y en el 2011 la meta se incrementó en un 5% para el año 2017, de acuerdo con el Departamento de Transporte, la Agencia de Protección Medioambiental y la Asociación de Recursos del Aire de California. La clave principal para la reducción de gases de efecto invernadero es la comercialización de vehículos cero emisiones, dentro de los que se encuentran los vehículos eléctricos. Por esta razón, el gobierno federal ha llevado a cabo políticas de apoyo a vehículos cero emisiones, ofreciendo créditos fiscales para la adquisición de vehículos y miles de millones de dólares en préstamos y créditos a fabricantes de vehículos eléctricos y baterías[8]. Amela Ajanovic y Haas analizan el rol que han tenido los vehículos eléctricos en el cumplimiento de metas de reducción de emisiones de CO2, en Europa, Estados Unidos y China. En Europa debido al incremento de las emisiones contaminantes asociadas con el sector transporte, varios países europeos implementaron un portafolio de políticas y medidas que soportan el uso de vehículos amigables con el medio ambiente, con el fin de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Las medidas tienen impacto, tanto en los usuarios finales de los vehículos como en los fabricantes. Se proveen beneficios en impuestos, créditos y subsidios para fabricantes. Por parte de Estados Unidos, se diseñaron políticas y legislaciones para la promoción de los vehículos eléctricos. En las principales ciudades de Estados Unidos (San Francisco, Atlanta, Los Ángeles, San Diego, Portland, entre otras) adoptaron el programa de Vehículos Cero Emisiones de California. Otro ejemplo, es Portland, que de acuerdo con su plan de acción de reducción de emisiones contaminantes en un 30% al 2030, respecto a los niveles de 1990, los vehículos eléctricos juegan un papel fundamental en la reducción de GEI, así como el uso masivo de transporte público. Finalmente, la ciudad de Nueva York soporta las medidas de mejora de la calidad del aire en la transición hacia el uso de vehículos eléctricos, ya que alrededor del 44% de los hogares poseen vehículo propio. Comparado con otras ciudades de U.S. Nueva York posee menos infraestructura de recarga y menos subsidios del estado, sin embargo, la disponibilidad de vehículos eléctricos es alta. La Tabla 1 presenta un resumen de las principales medidas implementadas por Estados Unidos y Europa en la promoción de los VEs.

Las políticas y el apoyo financiero en China se centran principalmente en la industrialización de vehículos nuevos (Vehículos Híbridos Enchufables –PHEVs, Vehículos Eléctricos a Batería –BEVs y vehículos con celdas de combustible –FCVs). El gobierno chino proporciona subsidios nacionales para PHEVs y EVs puros. La ciudad de Shanghai ofrece subsidios adicionales a nivel local para estos vehículos. Los vehículos de servicio público, como camiones comerciales y autobuses de servicio ligero, también reciben subsidios. Estos incentivos hacen parte de un esfuerzo mayor para fomentar la adopción de vehículos eléctricos[9]. A nivel mundial se han realizado varios trabajos dedicados a estudiar la operación sostenible del transporte eléctrico, como los trabajos de Kleindorfer, Singhal y Wassenhove (2005) y Tang y Zhou (2012), para analizar el impacto de los vehículos eléctricos en la cadena de suministro asociada, analizar los impactos medioambientales al final de la vida útil y en la etapa de fabricación, estudios enfocados en validar el impacto en la integración de los VEs en el sistema eléctrico de potencia, y la sostenibilidad en el tiempo cuando se aplican incentivos para promover su competitividad con respectos a los automóviles convencionales[10]. A pesar de esto, en un escenario a 2030 realizado por Gunther, Kannegiesser y Autenrieb, se muestra la relación entre costos de inversión y emisiones anuales, donde las emisiones anuales totales y los costos de inversión relacionados con los vehículos eléctricos caen continuamente de 4.789 kg CO2e y 3.313 EUR por vehículo en el año 2012 a 3.512 kg CO2e y 2.907 EUR por vehículo en el año 2030, respectivamente. Ver Figura 1[11]. Tabla 1. Medidas locales y nacionales para la promoción de VEs en Europa y Estados Unidos. Fuente: [9] País/Ciudad

Alemania Berlín

Medidas Nacionales y Locales Nacional: Los vehículos eléctricos están exentos del impuesto de circulación anual por un período de diez años a partir de la fecha de su primera matriculación. Local: Plan maestro de nov de 2011 para la promoción de la adquisición de VE en la flota de transporte público, la instalación de puntos de recarga en edificios, además de incluir en los procesos de licitación temáticas de movilidad sostenible.


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España Barcelona

Suecia Estocolmo

Nacional: Las medidas están focalizadas en proveer financiación directa para la adquisición de VE. Se dan incentivos en el impuesto de matrícula. Parqueaderos gratuitos en estacionamientos controlados. Local: Beneficios fiscales (impuestos de sobre la matrícula más bajos). Recarga gratuita para vehículos eléctricos en todos los puntos municipales de las vías públicas (hasta finales de 2012). Parqueadero gratuito en zonas reguladas para residentes de Barcelona con BEVs. Nuevos parqueaderos públicos con 2% de los espacios reservados para vehículos eléctricos e instalaciones listas para la futura inclusión de puntos de recarga en el resto de espacios. Nacional: Se aplican exenciones fiscales en los primeros cinco años después de la matrícula del VE. Reducción del impuesto de automóviles en las empresas que utilicen VE. Existe una prima disponible para la compra de vehículos nuevos con emisiones de CO2 de máximo 50 g/km. La prima se aplica tanto para la adquisición por particulares y empresas. La prima se pagará para un total de un máximo de 5000 VE. Local: La ciudad de Estocolmo está adquiriendo aproximadamente 20 EVs cada año para renovar su flota de transporte y está impulsando más incentivos nacionales.

Nacional: Se aplican exenciones fiscales en los primeros cinco años después de la matrícula del VE. Reducción del impuesto de automóviles en las empresas Reino Unido que utilicen VE. Existe una prima disponible para la compra de vehículos nuevos con Nordeste emisiones de CO2 de máximo 50 g/km. La prima se aplica tanto para la adquisición por particulares y empresas. La prima se pagará para un total de un máximo de 5000 VE. Local: La ciudad de Estocolmo está adquiriendo aproximadamente 20 EVs cada año para renovar su flota de transporte y está impulsando más incentivos nacionales.

Estados Unidos

Se implementó el programa de vehículos cero emisiones. Se proveen subsidios para la adquisición de vehículos a batería e híbridos. También se proveen incentivos para la instalación de puntos de carga residencial y públicos, y para la fabricación de VEs. Se da acceso a carriles exclusivos o rápidos. Beneficios en el acceso a parqueaderos exclusivos para VEs, además de parqueaderos gratis en zonas reguladas.

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Figura 1. Evolución de costos y emisiones de los vehículos eléctricos

III. TIPOS DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS Para promover un transporte dirigido hacia la electromovilidad en las áreas urbanas implica inversiones significativas en redes eléctricas, aspecto necesario para introducir ampliamente los vehículos eléctricos. Al mismo tiempo, se deben desarrollar nuevos modelos de negocio enfocados con la recarga de vehículos eléctricos y el suministro de baterías, con el fin de satisfacer la demanda y superar las barreras existentes, tales como: altos costos de las baterías y la infraestructura de carga para vehículos[5]. Para lograrlo, se han venido presentando soluciones tecnológicas orientadas a lograr un sistema de movilidad sostenible, a continuación, se describen las tres principales tecnologías desarrolladas: El Vehículo Eléctrico de Batería (BEV), se trata de un vehículo propulsado por uno o más motores eléctricos usando energía almacenada en baterías recargables. Por su parte, los Vehículos Eléctricos Híbridos Enchufable (PHEV), utilizan un motor eléctrico y un motor de combustión interna para su funcionamiento, adicionalmente comprende un paquete de baterías. Se pueden conectar a las estaciones de recarga o a la red eléctrica con el fin de recargar estas baterías. En tercer lugar, se encuentra el Vehículo de Célula de Combustible de Hidrógeno (HFCV), el cual utiliza hidrógeno como su principal componente para su funcionamiento. Es considerado un vehículo cero emisiones porque el único subproducto del hidrógeno mezclado con oxigeno. Estas tecnologías presentan u n a a l t e r n a ti v a e fi c i e n t e y a m i g a b l e c o n e l medioambiente, respecto a los automóviles convencionales de combustión interna. Estas soluciones se han implementado cada vez más alrededor del mundo, atrayendo cada vez más atención de la mayoría de países a nivel mundial; llegando a q u e c a d a v e z s e r e a l i z a n i n v e s ti g a c i o n e s y desarrollando, en la búsqueda de bajar costos y aumentar la competitividad[12].

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Un ejemplo de aplicación fue un estudio realizado en la ciudad de Lisboa, donde evaluaron la adecuación del BEV en la movilidad de la ciudad, en comparación con un vehículo de combustión interna. Durante el funcionamiento normal del vehículo de motor de combustión interna y del BEV (durante 7 y 3 meses respectivamente) se recogieron datos segundo a segundo de los vehículos. Los resultados demuestran que el BEV permite mantener los mismos patrones de operación, considerando el número de kilómetros recorridos por día (60 km), el tiempo de recarga (6 h) y la velocidad del vehículo (velocidad media de 16 km/h para ICEV y 19 km/h Para BEV). Al comparar los impactos energéticos del desplazamiento del vehículo de combustión interna al de movilidad eléctrica, el BEV permite reducir el consumo de energía del vehículo en un 76%. El desempeño de las operaciones logísticas no se vio afectado por el cambio tecnológico del vehículo, ya que se mantuvieron los requerimientos operacionales del servicio y no se observaron problemas de autonomía eléctrica y recarga, lo que confirma la idoneidad de esta tecnología para aplicaciones urbanas específicas. Adicionalmente, en términos de emisiones contaminantes, se presentó una reducción de 267 g de CO2/km y 0,364 g de NOx/km, respecto al vehículo de combustión interna, ya que este usa combustibles fósiles para su funcionamiento, mientras que el vehículo eléctrico a Batería opera con energía eléctrica[13]. El estudio realizado en la ciudad de Lisboa, arroja resultados satisfactorios desde el punto de vista operacional, ya que el vehículo eléctrico emisiones netas cero de escape, lo que ayuda a combatir la contaminación localizada, un hecho especialmente importante en las concentraciones urbanas. Sin embargo, esto no significa que los VEs no tengan cargas ambientales en absoluto. La mayor carga ambiental de estos vehículos se da en la fabricación, siendo la producción de baterías uno de los principales contribuyentes en las emisiones de GEI de la fase de producción. De forma similar, la electricidad consumida durante la fase de uso para cargar el VE proviene principalmente de la red eléctrica existente, con la carga ambiental que le precede[14]. Con el fin de disminuir la carga ambiental asociada a la carga de los vehículos eléctricos, se debe impulsar el aumento de la participación en las energías renovables en las estaciones de recarga y en la diversificación de una matriz energética, con el fin de preceder a la penetración de los EV, a fin de garantizar la reducción de las emisiones netas de GEI producidas por el sector de la electricidad y el transporte[14].

IV. POLÍTICAS PÚBLICAS La transición hacia vehículos eléctricos plantea varios retos para las políticas públicas, la incertidumbre asociada, y las interdependencias regionales, nacionales e internacionales. Para una adecuada planeación de políticas públicas, se deben evaluar las implicaciones que tendrían los siguientes aspectos[15]: - Financiación neta a vehículos y combustibles, inducidas por regulación o pagadas directamente a través de bonificaciones o incentivos fiscales. Los beneficios de los subsidios para vehículos y combustibles se reflejan en el cambio de la dinámica de los consumidores. - Bonos a las tecnologías verdes, que eviten emisiones de gases de efecto invernadero. - Seguridad energética, por uso intensivo de las redes de energía eléctrica y mayor demanda de electricidad. - Incentivos por mejora de la calidad del aire, estimado como un valor por tonelada de emisión de contaminantes evitada. - Satisfacción general de los consumidores en la adquisición de vehículos nuevos. Mayores opciones económicas disponibles (Combustión interna, híbrido enchufable, eléctrico a batería, celda de combustible de hidrógeno, entre otros). - Percepción en el ahorro energético, combustibles y energía eléctrica. Los beneficios y costos de la transición hacia vehículos eléctricos, dependen en gran medida del momento y la intensidad de las intervenciones de las políticas públicas[15].Z V. USO DE BATERÍAS EN VEHÍCULOS ELÉCTRICOS El análisis de sostenibilidad ambiental de los vehículos eléctricos depende en gran medida de los avances en la tecnología de baterías. Con desarrollos tecnológicos en baterías, es probable que todo el modelo de negocio del mercado de vehículos eléctricos cambie sustancialmente. Las baterías de primera generación son las tradicionales baterías de iones de litio. La segunda generación de baterías de iones de litio utiliza silicio, permitiéndole alcanzar una densidad de energía alrededor de 180 Wh/L. Sin embargo, las baterías de litio de alta densidad de energía siguen enfrentando grandes desafíos. Por ejemplo, baja conductividad y baja capacidad de transporte de electrones.


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Por esta razón, la batería para vehículos eléctricos es un foco de interés en desarrollos con tecnologías nanoestructuradas y de diferentes dimensiones, ya que cuando la vida útil de la batería para VEs ya no sea un obstáculo, el mercado global de vehículos eléctricos se desarrollará rápidamente[16]. Como se ha mencionado anteriormente, las baterías para vehículos eléctricos son esenciales para su implementación en el mercado, sin embargo, las baterías también juegan un papel importante en el ciclo de vida útil del vehículo, ya que representan uno de los componentes que pueden generar mayor contaminación en la disposición final. Por esta razón, la reutilización de la batería se propone como un aporte fundamental en el marco de los sistemas de energía sostenible. La vida útil de estas baterías depende de varios parámetros, tales como su química, el método de carga, los patrones de conducción y las condiciones meteorológicas donde operan, no obstante, se estima que la vida útil de las baterías en los vehículos es de ocho (8) años con capacidad restante del 80% al final de la vida útil[17]. Analizando la viabilidad ambiental de la reutilización de baterías que han sido utilizadas en vehículos eléctricos, surge como principal innovación la aplicación para los sistemas de energía renovable intermitentes. Por ejemplo, a través de la reutilización de las baterías, se puede soportar la generación de energía eólica intermitente para satisfacer la carga de los vehículos eléctricos[18]. Esta alternativa contribuiría con la sostenibilidad de los vehículos eléctricos, en términos de la carga ambiental asociada. Además, ampliar la duración de la batería también contribuye a reducir la explotación de residuos y recursos. En la dimensión económica, los modelos de negocio efectivos para la reutilización de baterías de VEs son esenciales para desarrollar el mercado "post-vehículo" de las baterías retiradas y generar ingresos alternativos, que también contribuirían a la reducción de precios de los VEs para los usuarios finales[18]. VI. LA INFRAESTRUCTURA DE RECARGA El componente más crítico para el desarrollo en las ciudades del vehículo eléctrico es la infraestructura de carga. Según el MIT, el mayor desafío es desarrollar una infraestructura de recarga a nivel nacional para VEs, en lugar de producir baterías a un costo asequible. La infraestructura de carga de VEs utiliza dos métodos de acoplamiento básicos, tales como el acoplamiento del conductor y acoplamiento inductivo. En el acoplamiento del conductor, los vehículos se conectan a una toma de corriente para la carga (acoplamiento tradicional). El acoplamiento inductivo, utiliza el concepto de acoplamiento magnético en lugar de las conexiones cableadas directas.

Se tienen diferentes impactos en la carga de Ves, los cuales se clasifican como: (a) Impacto en la capacidad de carga, (b) Impacto en la calidad de la energía, (c) Impacto en la economía y (d) Impacto en el medio ambiente. El impacto en la carga se da principalmente por el hecho de la incertidumbre en el momento de carga de los VEs, lo cual puede aumentar la demanda de carga máxima. Los impactos de un millón de VEs afectan ligeramente a la curva de demanda normal de electricidad en casi un 1%. Pero, 42 millones de VEs representan una carga considerable, exigiendo un 92% más de suministro de energía eléctrica[19]. La carga de VEs afecta en gran medida la calidad de energía del sistema de potencia. Los efectos de armónicos, efectos de transformadores de distribución, efectos de corriente de falla y efectos de pérdidas de línea pueden darse debido a la carga de VEs. Sin embargo, las sobretensiones, la sobrecarga del transformador y los problemas de pérdida de línea son controlados mediante la utilización de esquemas de control inteligentes en la supervisión de la carga y descarga [19]. En cuanto a una dimensión social, se deben considerar factores como la armonización de las estaciones de carga con la planificación de desarrollo de la red urbana de carreteras y la red eléctrica, conveniencia del tráfico, capacidad de servicio e impacto en la vida de las personas. Para la dimensión medioambiental, se incluyen los impactos ambientales inducidos por las estaciones de carga como la destrucción de vegetación y agua, descarga de desechos, reducción de emisiones de GEI y reducción de emisiones de partículas finas para evaluar los impactos positivos y negativos relacionados. Adicionalmente, como criterios ambientales, se deben evaluar los efectos ecológicos de la construcción y operación de la estación de carga en el entorno de operación. En cuanto a la dimensión económica, Guo y Zhao, incluyen los costos de la tierra, costo de demolición, costo de adquisición del equipo y costo de inversión del proyecto; además de los costos anuales de operación y mantenimiento, como lo son salarios, carga eléctrica, gastos financieros, impuestos, amortización de la batería, entre otros. Por último, se adiciona lo relacionado con el periodo de amortización de la inversión[20]. VII. CONCLUSIONES La preocupación medio ambiental y la perspectiva de agostamiento de yacimientos de petróleo, asociado a un aumento en la variabilidad climática, ha llevado a que se adelanten desarrollos tecnológicos en el sector transporte para contribuir a una sociedad sostenible, que impacte directamente en la calidad del aire y en el bienestar de las personas.


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Uno de estos desarrollos ha sido el vehículo eléctrico, considerado como un vehículo de cero emisiones y de menor impacto ambiental, en relación al vehículo de combustión interna. La prospectiva medioambiental de países a nivel mundial que se han propuesto metas para el mejoramiento de emisiones contaminantes, en relación a los compromisos del COP21 del Acuerdo de París, ven como un potencial de disminución de impactos ambientales al sector transporte. En este sentido, los vehículos eléctricos forman parte de esta estrategia para cumplir con las metas de mantener el aumento de la temperatura media mundial por debajo de 2 °C y aumentar la capacidad de adaptación a los efectos adversos del cambio climático y promover la resiliencia al clima y un desarrollo con bajas emisiones de gases de efecto invernadero. A pesar de que los vehículos eléctricos poseen un potencial alto en la contribución a reducir las emisiones contaminantes, todavía se encuentran en estado de investigación y desarrollo. Esto se debe el impacto de los vehículos eléctricos en la cadena de suministro asociada, principalmente en su disposición final y los

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procesos asociados a la producción, además del impacto que supondría su integración en el sistema eléctrico de potencia. El desarrollo e implementación de vehículos eléctricos en las grandes ciudades se posibilita en gran medida debido a la disminución de costos de inversión y operación y a la generación de políticas públicas orientadas hacia la promoción tecnológica. Las políticas públicas para vehículos eléctricos plantean retos asociados con las implicaciones que se presentarían en la aplicación de incentivos financieros, bonos a tecnologías verdes, seguridad energética, inventivos por mejora medioambiental, entre otros; en gran medida, surgen estos retos porque la tecnología avanza rápidamente, la incertidumbre de comportamiento que representa la implementación de nuevas tecnologías en las ciudades, y las interdependencias regionales, nacionales e internacionales que éstas suponen. Sin embargo, resulta esencial que las políticas públicas se desarrollen en el momento y con la intensidad adecuada, permitiendo un óptimo desarrollo de los vehículos eléctricos en las ciudades urbanas.

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Las baterías siguen siendo un foco de interés en la masificación de los vehículos eléctricos, debido al alto costo que representan, a la relación proporcional entre densidad energética y autonomía de los vehículos eléctricos, y a los aspectos relacionados con la disposición final de las baterías. En este último aspecto continuamente se realizan desarrollos enfocados a mejorar la viabilidad ambiental de la reutilización de estas baterías, como lo es la aplicación de segundo uso en sistemas estacionarios, por ejemplo, las energías renovables intermitentes. La infraestructura de recarga para vehículos eléctricos se presenta como un componente esencial en el desarrollo del transporte eléctrico en las ciudades urbanas. En gran medida, se debe a la disponibilidad de puntos de carga, que permitan una operación continua y confiable de los automóviles eléctricos. Sin embargo, también se encuentran asociados impactos en la demanda del sistema eléctrico, aumentando considerablemente su valor. Además, presenta efectos en la calidad de la energía, como lo son armónicos, efectos de corriente de falla y efectos de pérdida de línea. Adicionalmente, la infraestructura de recarga puede representar impactos ambientales producto de la destrucción de la vegetación y el agua, la descarga de desechos y efectos ecológicos en la construcción y operación de la estación de recarga en su entorno de funcionamiento. REFERENCIAS [1] UPME, “Balance Energético Colombiano 1975 - 2015.” 16-Sep-2016. [2] IDEAM, “Inventario Nacional y Departamental de Gases de Efecto Invernadero - Colombia.” 2016. [3] Motor Pasión Futuro, “Eficiencia: vehículo de combustión vs vehículo eléctrico,” Enero de-2012. . [4] Hinicio, “Cadenas de Valor de la Tecnologías Climáticas para el Sector Automotriz.” Mar-2017. [5] M. Kad\lubek, “Examples of Sustainable Development in the Area of Transport,” Procedia Econ. Finance, vol. 27, pp. 494–500, 2015. [6] S. Borén, L. Nurhadi, H. Ny, K.-H. Robèrt, G. Broman, and L. Trygg, “A strategic approach to sustainable transport system development–Part 2: the case of a vision for electric vehicle systems in southeast Sweden,” J. Clean. Prod., vol. 140, pp. 62–71, 2017. [7] R. Bohnsack, J. Pinkse, and A. Kolk, “Business models for sustainable technologies: Exploring business model evolution in the case of electric vehicles,” Res. Policy, vol. 43, no. 2, pp. 284–300, 2014.

[8] D. Sperling and A. Eggert, “California’s climate and energy policy for transportation,” Energy Strategy Rev., vol. 5, pp. 88–94, 2014. [9] A. Ajanovic and R. Haas, “Dissemination of electric vehicles in urban areas: Major factors for success,” Energy, vol. 115, pp. 1451–1458, 2016. [10] S. Kuppusamy, M. J. Magazine, and U. Rao, “Electric vehicle adoption decisions in a fleet environment,” Eur. J. Oper. Res., vol. 262, no. 1, pp. 123–135, 2017. [11] H.-O. Günther, M. Kannegiesser, and N. Autenrieb, “The role of electric vehicles for supply chain sustainability in the automotive industry,” J. Clean. Prod., vol. 90, pp. 220–233, 2015. [12] J. H. Wesseling, J. Faber, and M. P. Hekkert, “How competitive forces sustain electric vehicle development,” Technol. Forecast. Soc. Change, vol. 81, pp. 154–164, 2014. [13] G. Duarte, C. Rolim, and P. Baptista, “How battery electric vehicles can contribute to sustainable urban logistics: A real-world application in Lisbon, Portugal,” Sustain. Energy Technol. Assess., vol. 15, pp. 71–78, 2016. [14] L. C. Casals, E. Martinez-Laserna, B. A. García, and N. Nieto, “Sustainability analysis of the electric vehicle use in Europe for CO2 emissions reduction,” J. Clean. Prod., vol. 127, pp. 425–437, 2016. [15] D. L. Greene, S. Park, and C. Liu, “Public policy and the transition to electric drive vehicles in the US: The role of the zero emission vehicles mandates,” Energy Strategy Rev., vol. 5, pp. 66–77, 2014. [16] Y. Li, J. Yang, and J. Song, “Design structure model and renewable energy technology for rechargeable battery towards greener and more sustainable electric vehicle,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 74, pp. 19–25, 2017. [17] S. Shokrzadeh and E. Bibeau, “Sustainable integration of intermittent renewable energy and electrified light-duty transportation through repurposing batteries of plug-in electric vehicles,” Energy, vol. 106, pp. 701–711, 2016. [18] N. Jiao and S. Evans, “Business Models for Sustainability: The Case of Second-life Electric Vehicle Batteries,” Procedia CIRP, vol. 40, pp. 250–255, 2016. [19] N. Shaukat et al., “A survey on electric vehicle transportation within smart grid system,” Renew. Sustain. Energy Rev., 2017. [20] S. Guo and H. Zhao, “Optimal site selection of electric vehicle charging station by using fuzzy TOPSIS based on sustainability perspective,” Appl. Energy, vol. 158, pp. 390–402, 2015.


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Disponibilidad de Biomasa Residual y su Potencial para la Producción de Biogás en Colombia RESUMEN. El objetivo general del presente estudio es identificar los distintos tipos de biomasa residual disponibles para la generación de biogás, estimar su potencial energético y de producción de biogás, así como proponer una ruta para establecer su desarrollo en Colombia, considerando aspectos técnicos, sociales y ambientales. Se encontró que el país posee un potencial teórico energético de 149.436 TJ/año de biomasa residual agrícola, pecuaria, agroindustrial y urbana. El potencial técnico, aprovechable hoy, corresponde al 26% de la demanda nacional de gas natural con respecto a datos del Balance Energético Colombiano. Las biomasas con mayor potencial de aprovechamiento son: vinaza de caña de azúcar, avícola, palma de aceite, residuos sólidos urbanos orgánicos y porcícola; la ganadería tiene el mayor potencial teórico (71.771 TJ/año), sin embargo, debido a que en el país se practica la ganadería extensiva, esto dificulta la recolección. El biogás se puede utilizar en la generación térmica y/o en la producción de electricidad para autoconsumo y/o entrega a la red eléctrica; su purificación a biometano permite su inyección a la red de distribución de gas natural o su uso como combustible vehicular. Palabras claves: bioenergía, biogás, biometano, biomasa residual, digestión anaerobia, potencial energético.

AUTORES: José María Rincón Martínez Diana Marcela DuránHernández Orlando Quintero Montoya Carmen Sofía Duarte González Pedro Oswaldo Guevara Patiño Mario Enrique Velásquez Lozano Centro de Desarrollo Industrial- Tecsol Universidad Nacional de Colombia- sede Bogotá

Abstract — The general objective of this study is to identify the different types of residual biomass available for the generation of biogas, estimate their energy and biogas production potential; as well as propose a route to establish their development in Colombia, considering technical, social and environmental aspects. It was found that the country has a theoretical energy potential of 149,436 TJ / year of agricultural, livestock, agroindustrial and urban residual biomass. The technical potential, usable today, corresponds to 26% of the national demand for natural gas with respect to data from the Colombian Energy Balance. The biomass with the greatest potential for harvesting are: sugarcane vinasse, poultry, oil palm, organic urban solid waste and pork waste; Cattle ranching has the greatest theoretical potential (71,771 TJ / year), however, due to the fact that extensive livestock farming is practiced in the country, this makes collection difficult. Biogas can be used in thermal generation and / or in the production of electricity for self-consumption and / or delivery to the electricity grid; its purification to biomethane allows its injection to the distribution network of natural gas or its use as vehicular fuel. Keywords: bioenergy, biogas, biomethane, residual biomass, anaerobic digestion, energy potential


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I. INTRODUCCIÓN Los avances recientes en el aprovechamiento de las materias primas renovables como respuesta a la necesidad de mitigar los efectos del cambio climático causado, en gran parte, por el uso indiscriminado de los recursos fósiles y el aumento de la población; han traído nuevos desafíos, en especial, el de incrementar el suministro de energías renovables a partir de fuentes alternativas y la de mantener la seguridad alimentaria. Como consecuencia, se han creado iniciativas que promueven el aprovechamiento y valorización de subproductos de procesos, el incremento de la eficiencia energética mediante el empleo de energía renovable (ER), la cual por naturaleza es dispersa como la solar, la eólica, la bioenergía y por lo tanto su aprovechamiento es descentralizado. La bioenergía aporta adicionalmente a una disposición ambientalmente adecuada de materiales residuales y/o subproductos [1]. Colombia, aunque su participación en la emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) es despreciable a nivel global, se comprometió con su desarrollo sostenible y ha firmado acuerdos internacionales realizando ajustes a sus políticas internas para cumplir con algunos como: Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), inclusión del país en la Organización de Cooperación para el Desarrollo Económico (OCDE), y en el COP 21 el país se comprometió a reducir las emisiones de GEI en un 20% con relación a las emisiones proyectadas para el año 2030. En respuesta a estos compromisos se destacan: La creación de la ley 1715 de 2014, para promover el uso de energías renovables, la política nacional para la Gestión Integral de Residuos Sólidos, CONPES 3874 de 2016, los planes sectoriales de acción frente al cambio climático, Negocios Verdes, el impuesto al carbono, entre otros. Este escenario nacional, es una oportunidad para hacer una revolución verde, potencializando la ER de la Biomasa Residual (BR), aprovechando ventajas como la de tener radiación solar durante todo el año que aporta un suministro de biomasa permanente, especialmente en zonas descentralizadas de difícil conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y temperatura apropiada para su transformación biotecnológica.

Las ER también han demostrado que, además de sus beneficios ambientales, son un motor económico, de creación de empleos, que ayudan a diversificar las fuentes de ingresos y estimulan nuevos desarrollos tecnológicos [1]. Las fuentes de ER, para efectos del presente artículo, las clasificamos en fuentes físicas, tal como radiación solar y eólica, y química como la proveniente de la biomasa ó bioenergía. La fuente de la bioenergía puede ser almacenada en condiciones adecuadas, y utilizarse cuando se necesite, hecho que no ocurre con las fuentes físicas, como la radiación solar que no puede almacenarse. Esta propiedad es complementaria con las ER físicas y a largo plazo permitirá crear redes sostenibles de ER que suministren la energía de acuerdo a las necesidades. La obtención de la bioenergía a partir de la biomasa se realiza mediante procesos térmicos como combustión, gasificación y pirólisis, y procesos biotecnológicos de fermentación anaeróbica y aeróbica [2] para la obtención de combustibles líquidos y gaseosos. La utilización del proceso térmico ó biotecnológico se hace dependiendo de las propiedades de la biomasa. El biogás, es el producto de la degradaciónón biológica de la biomasa en medio anaeróbico; cuando se realiza en sistemas controlados se conoce como Digestión Anaeróbica (DA). Se obtiene principalmente de biomasa residual (BR) como: desechos agropecuarios, urbanos, agrícolas, podas y podas de las ciudades, residuos de alimentos y subproductos de las industrias de alimentos. El biogás está constituido esencialmente en un 45-70% de biometano (CH4) y un 25-55% de dióxido de carbono (CO2) junto con otros gases como impurezas, especialmente ácido sulfhídrico e hidrógeno [3]. La utilización de la BR evita las emisiones fugitivas al ambiente de metano (CH4) y reduce las emisiones de óxido nitroso (N2O), considerada como la mayor amenaza hecha por el hombre a la capa de ozono [4] y con un potencial de calentamiento global más de 300 veces la del dióxido de carbono. El efluente líquido de la DA ó digestato es un biofertilizante que proporciona nitrógeno y fósforo, algunos micronutrientes y elementos menores.

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A continuación, se presenta los avances en la producción y aprovechamiento del biogás en el contexto internacional y nacional. A. Contexto internacional En la década de 1970, debido al embargo del petróleo de los países árabes a los países de occidente como represalia por la Guerra del Kipur, se incrementaron los precios del petróleo, hecho que motivó el desarrollo de investigaciones en energías alternativas, entre ellas la energía a partir de la biomasa, transformada en combustible como el biogás. Durante ese periodo, el gobierno chino promovió el uso del biogás en todas las familias rurales y se instalaron más de siete millones de digestores [5]. A partir de la segunda mitad de la década de 1980, la tecnología del biogás encontró más aplicaciones, especialmente en el tratamiento de residuos industriales. Desde el principio de este siglo, ha habido otro aumento en el número de plantas instaladas, y en 2007 ya había 26,5 millones de plantas de biogás, la mayoría en hogares de la China, con volúmenes de 6 a 10 m3 [5]. En la India, en 1999 había más de tres millones de plantas de biogás de tamaño familiar y en 2007, el gobierno Indio dio apoyo financiero a programas de capacitación para la construcción de casi cuatro millones de biorreactores domésticos. En la actualidad, en muchos países en desarrollo, las estufas, lámparas, refrigeradores y motores son aparatos movidos normalmente con biogás como combustible y, a su vez, la generación eléctrica se ha establecido comercialmente en diferentes países. En Europa, entre el año 2009 y el 2015, el número de plantas industriales de biogás se incrementó de 6.000 a 17.000 [6]. La tasa de incremento en la producción de biogás fue del 9 % anual. Estas tasas de crecimiento son bastantes altas, tienen una producción de electricidad de 3.032 TWh, equivalente a 1,9 % del total generado. Alemania ha sido, en gran medida, el principal promotor del biogás a nivel industrial en Europa, su desarrollo de plantas de biogás comenzó en los años noventa y creció rápidamente entre 2006 y 2013 [6]. Sin embargo, una nueva ley de energía renovable en Alemania, con efecto a partir del 1 de agosto de 2014, redujo el uso de cultivos energéticos y reorientó la industria a materias primas derivadas de las biomasas residuales. Alrededor de 1.000 nuevas plantas al año se añadieron en Alemania entre 2009 y 2011, que se redujeron a sólo 150 en 2014 [6]. En Alemania con 10.000 plantas de biogás se totalizó 28.000 GWh/año . [6] Italia, es el segundo en Europa, con mayor número de plantas de biogás, también introdujo cambios en su sistema de incentivos en 2013, con la misma

finalidad de reducir los incentivos para el uso de cultivos energéticos y promover plantas de menor escala que utilizan bio-residuos como materia prima. En el Reino Unido, de acuerdo con los datos recopilados por la Agencia Internacional de Energía (AIE), en 2015, con 90 plantas de generación eléctrica con biogás ascendió a 7.600 GWh/año, 2,3% de la producción total de electricidad. La producción de calor en las plantas de cogeneración fue de 700 GWh. [6] En América del Norte, los Estados Unidos han desarrollado este tema más lentamente, cuentan con alrededor de 2.200 plantas en operación, la mayoría para el tratamiento de aguas residuales. En Estados Unidos se espera que el potencial de generación de biometano, sea mayor si además se utilizan recursos de biomasa lignocelulósica (recursos forestales) [7] [8], con lo cual en el futuro alcanzaría 119 millones de m3/año, lo que desplazaría alrededor del 46% del consumo actual de gas natural en el sector eléctrico y todo el gas natural de consumo en el sector del transporte [9]. En Latinoamérica, aunque en la mayoría de los países tienen algún desarrollo en el tema, Brasil es el que más ha avanzado en la producción de biogás y sus aplicaciones [10]. B. Contexto Nacional En Colombia, la Ley 1715 de 2014 promueve el desarrollo de las energías renovables. La Responsabilidad Social Empresarial (RSE) de algunos sectores, liderados por sus gremios, ha promovido la firma de acuerdos sectoriales con autoridades ambientales, en estos casos la digestión anaerobia toma lugares protagónicos, tal como los sectores: porcícola, avícola y palma de aceite; en donde se pretende resolver la gestión de vertimientos aprovechando tanto la energía generada en el biodigestor como el efluente líquido que se maneja como un biofertilizante y/o acondicionador de suelos, bajo ciertas condiciones controladas. Igualmente, el sector académico ha promovido la investigación en este tema y Universidades como la Universidad Industrial de Santander (UIS), la Universidad Nacional en sus diversas sedes, Universidad de Antioquia, Universidad de la América, Atlántico, entre otras; han desarrollado proyectos a partir de diferentes biomasas, para diferentes sectores dando solución a los problemas puntuales del sector agropecuario en la región de influencia. [11]


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II. METODOLOGÍA A. Identificación de disponibilidad de biomasa residual. Para la identificación de la disponibilidad de la BR para cada sector, se partió del Atlas de Biomasa de Colombia [12], información de producción de los censos productivos del Ministerio de Agricultura (MADR) [13], del Instituto Colombiano Agropecuario (ICA) [14]; así como información propia de las agremiaciones sectoriales (ejemplo: porcino, avícola, palmicultor, lechero), con las cuales se realizaron reuniones para consolidar información y talleres de retroalimentación. Se visitaron algunas plantas nacionales de DA con producción de biogás, en el sector palmicultor, avícola, porcícola, ganadero en industrias cerveceras, plantas de producción de leche y sus derivados, plantas de beneficio animal, plantas de tratamiento de aguas residuales (PTAR) entre otras. B. Cálculo de cantidad de biomasa residual Para el cálculo de la cantidad de BR se utilizaron los índices de generación de residuos (unidad de residuo/unidad de producto) de acuerdo con la información de las entidades nacionales responsables, agremiaciones y datos de literatura. Para las diferentes BR se tomaron unidades correspondientes con su producción, así: Pecuaria (kgestiércol/cabeza), Agrícola (kgbiomasa/hectárea sembrada y producción por hectárea), Agroindustrial (toneladas procesadas), RSU (No. de habitantes*factor de generación de residuos per cápita) y PTAR (m3 tratados). El cálculo de cantidad de biomasa residual se calcula con los datos reportados para el año 2016. C. Cálculo de potencial energético por BR Estimada la cantidad de BR nacional, se calcularon los potenciales energéticos utilizando los datos de conversión para cada biomasa, en términos de m3 de biogás/unidad de residuos. Para determinar el potencial energético teórico se utilizó el poder calorífico inferior del metano obtenido de la información de la literatura y se consideró la concentración del metano en el biogás generado por cada BR (% CH4/ m3/biogás).

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Por lo anterior, el potencial energético es calculado como el producto de la generación de biomasa residual (Mr) por el factor de generación de biogás (Fr) (Ver Tabla 1) por su poder calorífico (PCIr) (Ver Ecuación 1). El poder calorífico del biogás se calcula como el producto del poder calorífico del metano (PCIm) por el porcentaje de su contenido en el biogás (Pm) (Ver Ecuación 2). Qt = Mr*Fr*PCIr Ecuación 1. Potencial teórico de biogás PCIr = PCIm * Pm Ecuación 2. Poder calorífico Inferior del biogás Tabla 1. Factores de generación de biogás Sector

Unidad

Factor

Fuente

Avícola

m3/t

60

[15]

Porcino

m3/t

40

[15]

Bovino

m3/t

40

[15]

Arroz

m3/t

352

[16]

Banano de rechazo

L/kg

4,57

[17]

Café (Pulpa)

L/kg

25

[18]

Café (Muicilago)

MJ/kg

2

[18]

Café (borra seca)

MJ/kg

5,2

[18]

Maíz

m3/t

514

[16]

Palma de aceite

m3/ TRFF*

20

[19]

Plátano

L/kg

4,57

[17]

Caña de Azúcar (Bagazo)

MJ/kg

3,46

[20]

RSUO

m3/t

66

[21]

PTAR

L/m3

50

[21]

Cervecero (cebada procesada)

**CH4 L/t

67,2

[22]

Lácteo Lodos (leche procesada)

L/m3

29,1

[22]

Lácteo Grasas (leche procesada)

L/m3

91,1

[22]

Lácteo Suero (leche procesada)

L/m3

7,7

[22]

Matadero bovino (rumen)

m3/t

16,6

[23]

Caña (vinazas)

m3/m3

16,4

[24]

*Toneladas de Racimos de Frutas Frescas **Es necesario saber el contenido de metano

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Para el cálculo del potencial aprovechable, se tomó en cuenta la facilidad de aprovechamiento en términos de: cantidad de la oferta, otros posibles usos de la biomasa, concentración o dispersión de la BR, facilidad de recolección y transporte. III. RESULTADOS Y DISCUSIÓN A. Estimación de disponibilidad de biomasa residual Como biomasas residuales se identificaron: 1. Biomasa Residual Agrícola (BRA): que corresponden a residuos de caña de azúcar, palma y banano como las de mayor importancia debido a que cuenta con una producción permanente durante todo el año, en el caso de otros cultivos como el arroz, y maíz son estacionales, por lo cual, es importante pensar que para su aprovechamiento se requiere contar con sistemas de almacenamiento más prolongados. En la Tabla 2 se muestran el tipo de residuo para cada biomasa en particular y la cantidad obtenida por año para cada sector.

Tabla 2. Cantidad de biomasa residual agrícola

Sector

Residuo

residuo t/año

Arroz

Paja

2.078.073

Banano

Fruto rechazo

2.067.945

Café pulpa

Pulpa

298.996

Café Mucilago

Mucilago

102.243

Café Borra

Borra

18.532

Maíz

Caña

912.659

Palma de aceite

Laguna Oxidación

Plátano

Fruta Rechazo

Caña de azúcar

Bagazo

6.972.609

Caña Panelera

Bagazo

364.066

Total

6.709.985

2. Biomasa Residual Pecuaria (BRP): de interés son la avícola, porcícola y la bovina. En este caso la generación de la biomasa es constante y las plantas de generación construidas funcionarían durante todo el año; sin embargo, dada la alta dispersión del ganado bovino en el país, la instalación de plantas sólo será de interés en el caso del ganado lechero y cuando se tenga semi estabulado y estabulado, es decir, los animales pasan un tiempo en potrero y el resto en el establo, y cuando el ganado solo permanece en el establo. Los resultados se muestran en la Tabla 3. Tabla 3. Cantidad de biomasa residual pecuaria Sector

Residuo

residuo t/año

Avícola

Estiércol

6.518.795

Porcícola

Estiércol

2.745.392

Bovino

Estiércol

83.497.181

Total

92.761.368

Con las anteriores premisas, y dado que todos los pequeños propietarios rurales poseen animales de corral (aves y porcinos), estos pueden producir, en conjunto con la BRA, el biogás necesario para la cocción de alimentos, y en esta forma, evitar los problemas de salubridad y la deforestación del campo. 3. Biomasa Residual Agroindustriales (BRAi): las biomasas residuales provenientes de la industria alimenticia como jugos, desechos de mataderos, bebidas, etc. son importantes, por economía de escala, sino que también vale la pena analizar sistemas de asociación que permitan aprovechar en forma conjunta, codigestión, las biomasas residuales. La Tabla 4 muestra los residuos de los sectores evaluados.

23.816.051

43.341.159

Tabla 4. Cantidad de biomasa residual agroindustrial Sector

Residuo

residuo t/año

Lácteo

Grasas, lodos

Cervecería

Lodos

Destilería

Vinazas

9.587.333

Matadero

Rumen

103.581

Total

37.125 789.230

10.517.269


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Algunas agroindustrias de producción intensiva como la de caña, palma y banano pueden instalar plantas de DA de manera individual para la autogeneración, pero también es importante evaluar proyectos asociativos de gran escala para la utilización del biogás en la generación eléctrica o biometano para transporte. 4. Biomasa Residual Urbana (BRU): Dentro de esta categoría se encuentra los residuos sólidos Urbanos Orgánicos y los lodos de plantas de tratamiento de agua residual, los cuales, se describen a continuación. a. Residuos Sólidos Urbanos Orgánicos (RSUO): los RSUO generados por la población urbana pueden ser biodegradables como los desechos de los alimentos y no biodegradables como residuos de combustibles, plásticos y maderas. Los residuos biodegradables son los responsables de los malos olores en los rellenos y botaderos de basuras debido a su descomposición y son causantes de enfermedades y de los vertimientos que contaminan las aguas. Una de las prácticas actuales es la separación de estos residuos por la población que los genera directamente conocido como la separación en la fuente y su tratamiento en plantas de DA para la producción de biogás, que posteriormente se utiliza en la producción de electricidad o de biometano como combustible de las flotas de transporte de las mismas ciudades [27]. El diseño y construcción de estas plantas es una tecnología madura y se extiende rápidamente por todo el mundo. Esta práctica de valoración energética permite incrementar el tiempo de vida útil de los rellenos sanitarios y evitar las emisiones de metano al ambiente y las explosiones en los rellenos sanitarios. En Colombia, lo relacionado con el sector de residuos sólidos urbanos, la dinámica de aprovechamiento del biogás por digestión anaerobia es muy reciente. En el CONPES 3874 de 2016 se incluye la valorización energética como una alternativa de tratamiento de los RSUO antes de la disposición final y se plantean estrategias para la desincentivación de la disposición en rellenos sanitarios de los RSUO generados en las diferentes poblaciones. b. Lodos de Plantas de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR): después de la separación de los lodos la materia orgánica biodegradable en las PTAR, se utilizan para la generación de biogás desde hace más de sesenta años e igualmente es una tecnología bien establecida y se puede realizar aún en los centros de la ciudad. Los procesos anteriores poseen microorganismos que causan efectos a la salud y por lo tanto su procesamiento es específico.

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En general los tiempos de retención en las plantas de digestión anaeróbica de RSUO y lodos de las PTAR, en condiciones mesófilos, son superiores a 3 semanas, suficientes para matar los microrganismos patógenos que conducen a la fiebre tifoidea, el cólera, disentería, esquistosomiasis y anquilostoma. Sin embargo, para eliminar otros patógenos, los procesos anaeróbicos mesofílicos son bastante ineficaces con modestas reducciones de la tenía, E. coli y Enterococci [28]. Por estas razones, el uso del digestato de estos residuos debe ser bien controlado y conocer bien la procedencia del sustrato y en lo posible su composición de microorganismos que causen daños a la salud de los usuarios. En la Tabla 5 se presentan los resultados para este sector y su respectiva cantidad de residuos obtenidos para el año 2016. Tabla 5. Cantidad de biomasa residual urbana Sector

Residuo

RSU

RSUO

9.845.875

Lodos PTAR

Lodos

19.422.647

Total

residuo t/año

29.268.522

En la Tabla 6, se resumen los departamentos en los cuales hay mayor oferta de biomasa residual para cada uno de los sectores en estudio. Se resalta, que Antioquia es el departamento con mayor producción de BRP, y Bogotá la ciudad con mayor BRU. Tabla 6. Departamentos de mayor oferta de biomasa residual por sector Sector

Departamento

Producción (t/año)

%

Pecuario Avícola

Santander

1.545.541

24,60

Porcino

Antioquia

869.050

45,00

Bovino

Antioquia

9.813.919

11,80

Arroz

Casanare

695.395,0

33,46

Banano

Antioquia

1.246.209

60,26

Maíz

Córdoba

143.816

15,76

Palma de Aceite

Meta

488.364

33,08

19180062,3

77,00

Agrícola

Caña Azúcar Urbano

d e Valle del Cauca

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Sector

Departamento

RSU

Bogotá D.C. Doña Juana

PTAR

Bogotá (m3/s)*

Producción (t/año)

%

2.299.135

23,40

16,5

37,00

144.006

18,20

Industrial Cervecero

Barranquilla

Lácteo

Cundinamarca

5.142.788

29,30

Vinazas

Valle del Cauca

5.840.000

61,00

Matadero

Cundinamarca

706

13,57

*las unidades corresponden a m3/s Fuente: [11]

B. Potencial de generación de biogás Este valor corresponde al biogás que se puede generar mediante digestión anaerobia a partir de las biomasas residuales en estudio. Este potencial se determina utilizando valores teóricos de la fracción de materia orgánica (M.O.) contenida en la biomasa, así como de la productividad específica de biogás para los distintos tipos de biomasa disponible. En la Figura 1 se presenta el potencial energético de cada una de las biomasas, las cuales, en total reflejan un potencial de 147.801 TJ/año. Mientras que la Figura 2 presenta el potencial aprovechable estimado acorde con las consideraciones de disponibilidad y factibilidad de aprovechamiento de cada BR, descritas en la metodología. Al aplicarse la generación y el aprovechamiento de biogas proveniente de plantas de DA que utilicen biomasas residuales en Colombia, además del aprovechamiento energético, se generarán beneficios ambientales, sociales y económicos que redundarán en el mejoramiento de la calidad de vida y el bienestar de la población. Los cálculos preliminares de estos beneficios para la biomasa actualmente aprovechable supera los $163 mil millones de pesos anuales, y corresponden tanto al ahorro por la sustitución de gas natural, la reducción de emisiones de GEI y los beneficios en salud y ambientales de la sustitución del uso de leña en los hogares rurales. [11] C. Ruta Propuesta de Aprovechamiento de Biogás La producción de biogás presenta una serie de ventajas como la de ser un proceso de producción de energía renovable, con lo cual se disminuye la emisión de gases de efecto invernadero, disminuye

la contaminación ambiental y ácidos grasos al ambiente, olores de compuestos orgánicos en descomposición, permite la codigestión de residuos mejorando la eficiencia energética y la economía del proceso facilitando la gestión integral de residuos. Estos beneficios ambientales y sociales presentados, así como los compromisos internacionales adquiridos por el país ante la grave situación del calentamiento global debido al cambio climático y los adquiridos con la OCDE, hacen que la toma de decisión para la instalación de procesos de DA en el país, el factor determinante de mayor peso no es el económico determinado en la forma tradicional de BAU (Business As Usual), sino los sociales y ambientales, en los cuales se deben cuantificar los costos de las externalidades y están fuera del alcance del presente artículo. Figura 1. Potencial energético teórico de producción de biogás. 80.000

71770,9171

60.000 TI/año

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40.000 24125,227

20.000

15719

8535

0

8064,519 3073,173

5129,7059

LA ICO AV

6002 3925 1250,9299

8 160,41264,4163,7792

O VIN BO

O AN BAN

GO ILA UC ÉM CAF

3246 462,4549

O R RA TAN ERÍA ERO PTA ELE PLÁ VEC TAD OS AN CER MA AP LOD CAÑ

ÍZ MA

Sector de producción de biomasa residual

Figura 2. Potencial técnico de producción de biogás 30.000

22660

22.500 TI/año

22

15.000

7.500

5498

4940 3073

2120

0

431

LA ICO AV

O VIN BO

14

O AN BAN

2608 6

ÍZ MA

O TAN PLÁ

1970 2

R RA PTA ELE OS AN AP LOD CAÑ

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ERÍA ERO VEC TAD CER MA

Sector de producción de biomasa residual

Por tamaño de planta, los procesos los clasificamos como artesanales o micro proyectos que se realizan con tecnologías sencillas y tamaños de hasta 10 m3/día de biogás, suficiente para el uso de familias campesinas en la cocción de alimentos evitando la deforestación y los problemas de salud debido a la aspiración de gases de combustión cuando se cocina con leña; un segundo tamaño es el industrial mediano para uso como combustible de la misma empresa o comunidad que lo instala y finalmente el proyecto a gran escala cuando los productos finales son los de entregar energía eléctrica a la red ó combustibles de transporte a la red de gas natural.


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En la parte rural se considera que la tecnología desarrollada en China, India y Taiwán para uso de una familia campesina están bien establecidas a nivel artesanal y que, por lo tanto, es importante realizar trabajos de evaluación y transferencia a nuestro medio y estimar ayudas económicas a las familias que participen en el programa de biogás en el campo que incluye, a la familia campesina y a corregimientos aislados. En el país hay unos 4 millones de predios, disponibles para el desarrollo a nivel artesanal, la mayor parte en la zona andina [29]. También es importante que junto con las evaluaciones de transferencia se hagan estudios para complementar micro redes de ER de tamaño mediano con el fin de dotar a todos los municipios y zonas veredales (corregimientos) de energía durante las 24 horas del día, de tal suerte, que se tenga energía sostenible para el desarrollo industrial del campo. En el país existen 1.101 municipios y 32.305 veredas. [30] Para el desarrollo a nivel agroindustrial es pertinente establecer y fortalecer los grupos de investigación y el desarrollo con la colaboración mixta del estado y el respectivo sector agrícola ó industrial; este modelo permite evaluar la transferencia de las tecnologías y su acondicionamiento en las condiciones del trópico que en teoría los procesos mesofílicos son totalmente autosostenibles y sus costos de implementación más económicos que los desarrollados para condiciones templadas y frías. En este aspecto la economía de escala es muy importante y se debe evaluar posibles asociaciones para la instalación de plantas de generación eléctrica y de producción de biocombustibles derivados como biometano de primera y segunda generación. Los RSUO como en el caso de los agroindustriales tienen importancia en cuanto son permanentes durante todo el año con tendencia a incrementar la cantidad a procesar. En este caso también se debe evaluar los perjuicios evitados como los daños de salud a los habitantes o barrios que viven en las cercanías del relleno sanitario y la posibilidad de instalar redes de suministro de biogás en los municipios donde no exista suministro de gas natural. Es importante implementar sistemas de recolección en la fuente de los RSUO y eventualmente ofrecer ayudas económicas para municipios menores de cuatros cientos mil habitantes que estén en zonas no interconectadas (ZNI). En el caso de ciudades con poblaciones mayores a cuatrocientos mil habitantes la implementación de plantas de generación de biogás sirve para la autogeneración de energía eléctrica y/o biometano para ser usado en los buses de transporte [31].

En Colombia, las plantas térmicas de generación tienen un auxilio por confiabilidad en épocas de abundancia de hidroelectricidad; este mismo esquema puede ser utilizado para la generación con biogás, si se complementa la utilización de residuos con cultivos energéticos. La generación con biogás es totalmente confiable y es posible aspirar a la obtención del pago por confiabilidad. Con este modelo se daría empleo permanente en el campo. Colombia cuenta con suficiente área para cultivos energéticos de baja productividad agropecuaria, 40 millones de hectáreas, de las cuales se pueden utilizar 4.9 millones de hectáreas sin afectar la seguridad alimentaria y el uso del suelo [32]. El desarrollo del biogás como una de las estrategias de desarrollo sostenible del país, crea demanda de personal calificado en el diseño y cálculo de los biodigestores, en la construcción de los equipos y en el manejo de las plantas. También genera trabajo en el campo como en la recolección y transporte de desechos agropecuarios, el mantenimiento de las plantas, redes de distribución y en la producción de cultivos energéticos utilizados en el campo para apoyar la estacionalidad de los residuos agrícolas, de tal suerte que se tiene biogás permanente durante todo el año. En consecuencia, se crea una demanda de personal en el campo que evita la migración a la ciudad y la necesidad de formación de mano de obra permanente. Se aclara que el desarrollo tecnológico con este modelo es de fácil aprendizaje y que es una tecnología de fácil adaptación en el medio agrícola colombiano. Finalmente, la implementación de un programa de biogás exige tener grupos de Investigación y Desarrollo bien dotados para que colaboren en la selección de mezclas de codigestión aun utilizando cultivos que permitan la generación de biogás, en épocas, en las cuales no se tengan residuos, como sería el caso de los cultivos estacionales. AGRADECIMIENTOS Los autores agradecen la colaboración económica de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, mediante el contrato interadminisitrativo No Cl-001-17 con la Universidad Nacional- Facultad de Ingeniería.


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V. BIBLIOGRAFIA [1] Claudio Estrada, Luis Cortez, Julian Despradel, José Rincón & et al., Guide Towards a Sustainable Energy Future for the Americas, Mexico Distrito Federal : IANAS, The Inter-American Network of Academies of Sciences , 2016. [2] José María Rincón, Electo Silva, René Gastón, Jorge Islas, Jesús de Esteban Lizarde, Quelbis Román, Vladimir Melian, Arnaldo Martínez, Osvaldo José, & et. al , Bioenergía: Fuentes, conversión y sustentabilidad, Bogotá: CYTED, ciencia y tecnología para el desarrollo , 2014. [3] M. Gerber, «Thermodynamik,» 2010. [En línea]. Available: http://www.gerg.eu/public/uploads/files/publications/academic_network/2010/2b_Gerber.pdf. [4] A.R. Ravishankara, John S. Daniel, Robert W. Portmann, «Nitrous Oxide: The dominant ozone-depleting substance emitted in the 21st Century,» Science AAAS, 2009. [5] He, P. J, «Anaerobic digestion: An intriguing long history in China,» Waste Management , pp. 549-550, 2010. [6] Oxford, «Biogas: A significanta contribution to decarbonising gas markets,» 2017. [En línea]. Available: https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/ uploads/2017/06/Biogas-A-significant-contribution-to-decarbonising-gas-markets.pdf. [7] USDA, «Biogas opportunities roadmap,» 2014. [En línea]. Available: https://energy.gov/downloads/ biogas-opportunities-roadmap. [8] Michael E. Himmel, et al., «Science AAAS,» 2007. [En línea]. Available: http://miguezlab.agron.iastate.edu/ OldWebsite/EBIRead/Himmel_2007.pdf. [9] EIA, «Monthly Energy Review: Energy Consumption by Sector,» 2013. [En línea]. Available: www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/. [10] IEA, «Task 37,» 2014. [En línea]. Available: h tt p : / / w w w . i e a b i o e n e r g y . c o m / w p - c o n t e n t / uploads/2015/01/IEA-Bioenergy-Task-37-CountryReport-Summary-2014_Final.pdf. [11] Mario Velasquez, Jose Rincón, Pedro Guevara, Sofia Duarte, Orlando Quintero, Diana Durán & et. al, «Estimación del potencial de conversión a biogás de la biomasa en Colombia y su aprovechamiento,» Bogotá, 2017. [12] UPME, Atlas de potencial energético de la biomasa residual en Colombia, Bogotá D.C.: Unidad de Planeación Minero Energteica, 2010. [13] MADR, Estadisticas Agroipecuarias del Ministerio deAgricultura y Desarrollo Rural . Secretarias de agricultura departamentales y Alcaldias municipales2016, Bogotá: MADR 2016, 2016. [14] AGRONET, «Proyecciones agroforestales 2011-2016,» 2017. [En línea]. Available: http:// www.agronet.gov.co/estadistica/Paginas/default.aspx. [15] CUBA SOLAR, «www.cubasolar.cu/biblioteca/energia/ Energia39/HTML/articulo04.htm,» Julio 2017. [En línea]. Available: CUBASOLAR. [16] MINENERGIA; PNUD; FAO; GEF, «MANUAL DE BIOGAS,» FAO, Santiago de Chile, 2011.

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Aproximación Al Concepto De Netzero y su Ejecución en Proyectos de Generación Distribuida y/o Comercial

AUTORES: Santiago Enrique Carrillo Rincón Ingeniero Mecánico Jairo Ramirez Castro, Ingeniero Eléctrico Usaene Llc

PALABRAS-CLAVE: Energía solar, sistemas de conversión de energía solar, consumo de energía, Eficiencia energética, Disminución de consumo de energía. Código de subtema: D3.11. Resumen—NetZero es una filosofía de diseño en la cual los conceptos de eficiencia energética, desarrollo sostenible y energías renovables se combinan para ofrecerles a los usuarios una alternativa de generación que se ajuste a sus necesidades energéticas. Mediante la aplicación de esta filosofía se busca que sistemas como la red eléctrica y las fuentes renovables trabajen en armonía para satisfacer un consumo de energía caracterizado por la utilización de tecnologías eficientes que aseguren el confort a los usuarios. Como ejemplo se tiene el proyecto piloto desarrollado por USAENE LLC en una vivienda localizada en un sistema eléctrico local en el que se cuenta con total regulación del tratamiento de excedentes de energía y medición bidireccional. El objetivo principal es reducir el consumo de energía del cliente hasta el valor mínimo posible mediante la inversión en medidas de eficiencia y posteriormente la utilización de sistemas de conversión de energía solar. En primera instancia se realizó un estudio de caracterización del sitio y la demanda energética del cliente. Esto con el fin de entender como los equipos utilizados y la variación del clima afectan el consumo de energía.

A continuación, se diseñan las medidas de eficiencia que se deberán implementar para disminuir el consumo de energía y se realiza un análisis técnico económico para determinar una combinación de soluciones que se ajuste al presupuesto del cliente. Posteriormente al contar con la autorización del cliente se lleva a cabo la implementación de las medidas de eficiencia y se procede al diseño de los sistemas de energía solar. Se realiza el dimensionamiento de estos sistemas a partir de la información encontrada del recurso para la zona de interés siempre cumpliendo con las condiciones del cliente. Como medida adicional, el sistema cuenta con un sistema de monitoreo en línea que permite tanto a USAENE como al cliente conocer los consumos y desempeño del proyecto en tiempo real. En la actualidad el sistema ha sido desarrollado en su totalidad y se cuenta con información sobre su desempeño durante los últimos 10 meses. Los resultados preliminares del proyecto demuestran que, durante 3 meses, se ha logrado un consumo neto de energía igual a 0 kWh y no se han vuelto a registrar valores de consumo mayores a aquellos antes de la realización del proyecto.


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I. INTRODUCCIÓN Desde el inicio de la civilización, el ser humano ha requerido de alguna fuente de energía para satisfacer sus necesidades. Los primeros hombres utilizaron fuego para satisfacer sus requerimientos de calor o iluminación, y a lo largo de la historia se ha registrado como diferentes civilizaciones han resuelto sus necesidades energéticas mediante la invención de ingeniosos sistemas. Cuando se dio inicio a la revolución industrial, el consumo de energía aumentó de una manera sin precedentes y gracias a los avances en áreas como la termodinámica y química se logró la invención de máquinas que nos permitieran satisfacer la demanda de energía. Los proyectos de generación de energía pueden abarcar intercambios de gran escala de masa, agua, energía y dinero, los cuales sin el adecuado cuidado pueden ocasionar problemas en el medioambiente y los usuarios a quienes sirven. Hoy en día, la sostenibilidad resulta ser uno de los criterios más importantes para tener en cuenta al momento de desarrollar cualquier proyecto. Incluso proyectos de energía renovables como instalaciones solares, de no ser desarrollados de una manera adecuada, pueden resultar ser insostenibles y perjudicar a las comunidades y ecosistemas. El propósito del proyecto NetZero es mostrar cómo se pueden c o m b i n a r l a s á r e a s d e e fi c i e n c i a e n e r g é ti c a , sostenibilidad y energía solar para desarrollar viviendas capaces de satisfacer sus necesidades energéticas y resultar ser una solución beneficiosa tanto económica como técnica para los usuarios. A finales de 2015 se inició el proyecto NetZero de USAENE LLC, el cual consta de las siguientes fases; la primera consiste en realizar un estudio detallado del consumo energético de una vivienda con el fin de determinar cómo los equipos que la componen y los patrones de uso de los usuarios determinan el demanda energética de la vivienda, adicional se realizó una medición del consumo durante un año con el fin de ver como cambios climáticos durante este periodo de tiempo afectan la demanda de energía. En Segundo lugar, se dimensionaron las medidas de eficiencia energética, las cuales fueron presentadas al cliente con el respectivo análisis costo/beneficio para que este diera su autorización para implementarlas.

En la tercera fase se realiza una nueva medición para determinar cómo las medidas de eficiencia redujeron el consumo de energía y se diseñan los sistemas solares de conversión de energía para disminuir en su totalidad el consumo de energía del cliente. En la última fase se realiza la instalación del sistema solar y se da inicio a la etapa de monitoreo donde se mide el desempeño del proyecto mensualmente. La instalación del sistema solar se realizó en Agosto de 2016 y su puesta en marcha oficial en Septiembre. Las mediciones preliminares demuestran que el sistema: logro abastecer las necesidades eficientes del usuario, producir energía renovable, y tener un requerimiento neto de 0 kWh del sistema eléctrico durante los meses de invierno (Enero, Febrero y Marzo), así mismo y el consumo de energía nunca ha sido mayor a los registrados antes del inicio del proyecto. A continuación, se presentará detalladamente cada una de las etapas de proyecto y los resultados obtenidos durante el último año de operación. II. PRIMERA FASE A. Caracterización de la vivienda La vivienda en la cual se implementó el proyecto NetZero cuenta con un área de 195 m2, los cuales están distribuidos en espacios tales como 3 habitaciones, sala, comedor, mini comedor, cocina, habitación para equipos de lavado y limpieza de ropa y dos baños. Adicional cuenta con un espacio para huéspedes de área igual a 24.15 m2 y un garaje anexo con área igual a 41 m2 y una piscina de 10,000 galones. La vivienda se encuentra ubicada en el condado de Coral Springs, Florida en las coordenadas 26° 18’ 09’’ Norte y 80° 17’ 29’’ Oeste. La razón para la implementación del proyecto piloto en esta vivienda obedece a la existencia de la política “Net Metering” en el estado de Florida la cual permite el intercambio de energía entre los usuarios y las empresas de energía y el clima de la zona es regular durante todo el año y no se presentan cambios drásticos como los vistos en zonas con latitud más elevada.

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B. Medición consumo de energía eléctrica.

Figura II2 Envolvente de una vivienda.

La compañía encargada de prestar el servicio de energía eléctrica para la vivienda es la Florida Power and Light (FPL). La FPL como empresa lleva registros detallados de los consumos de energía de sus clientes. La empresa mediante una aplicación ha permitido el acceso a sus clientes a sus bases de datos de consumo de energía horario del último año y medio de prestación del servicio. Como primer paso del proyecto, se obtuvieron los consumos del cliente desde el registro más antiguo, primero de Mayo de 2014 hasta el 31 de Diciembre de 2015. Figura II1 Línea base 2014-2015. Figura II3 Equipos y accesorios de una vivienda.

Se podría decir que Florida tiene dos estaciones climáticas que rigen las temperaturas en la zona. Los meses de Mayo a Septiembre corresponden a la época de verano mientras que los meses de Octubre a Abril corresponden a la época de invierno. Hacer esta distinción del clima es importante ya que en época de verano cuando las temperaturas son elevadas el consumo de energía se dispara mientras que en la época de invierno se reduce el consumo. C. Auditoria energética Los consumos de energía anteriormente mencionados son producto del nivel de ocupación de la vivienda, el clima, los materiales de construcción de la vivienda y los equipos utilizados por los habitantes de la vivienda. El objetivo de una auditoria energética es determinar los usos finales de la energía para así conocer en detalle cómo está distribuido el consumo. Una vivienda es un problema clásico de transferencia de calor. Las paredes y el techo de una construcción forman una envolvente que encapsula un espacio del exterior el cual acondicionamos para obtener cierto nivel de confort mediante la utilización de equipos. Esto conlleva al consumo de energía para mantener las condiciones de confort.

Mediante la realización de la auditoria energética en la vivienda se determinó los equipos y las características de la envolvente de la vivienda. Entre los puntos a resaltar se tiene que la vivienda no contaba con sensores para la iluminación, la existencia de una bomba de una sola velocidad para la operación de la piscina, los equipos de iluminación eran del tipo fluorescente, la vivienda no contaba con termostato inteligente y para satisfacer el requerimiento de agua c a l i e n t e l a v i v i e n d a u ti l i z a b a u n s i s t e m a d e calentamiento eléctrico. III. SEGUNDA FASE Gracias a la auditoria energética se lograron determinar los usos finales de la energía y los posibles puntos en donde se podría hacer un cambio tecnológico para disminuir el consumo de la vivienda. Las medidas de eficiencia energética sugeridas al cliente fueron: 1. Instalación de un sistema de monitoreo en línea del consumo de energía.


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2. Actualización de la iluminación por luminarias tipo LED. 3. Cambio de la bomba de la piscina por una de velocidad variable. 4. Instalación a un termostato inteligente tipo NEST. Los cálculos y dimensionamiento de cada una de estas medidas no hacen parte de este documento por lo que únicamente se presentaran los resultados en el consumo de energía de la vivienda en las fase siguiente del proyecto. IV. TERCERA FASE A. Aplicación de medidas de eficiencia energética Las medidas de eficiencia tienen como fin disminuir el consumo de energía de la vivienda. A continuación se dará una breve explicación de los efectos que las medidas de eficiencia tendrán sobre el consumo de la vivienda. Instalación sistema de medición: Si bien la FPL permite conocer los consumos horarios, no lo permite hacer en tiempo real. Si una variable no se puede medir entonces no se puede controlar, por tal razón se instaló un sistema de medición de consumo, marca Egauge mediante el cual se realiza la medición del consumo de la vivienda en tiempo real y de diferentes circuitos. Esta medida se llevo a cabo a inicios de 2016. Iluminación LED: Cambiar la iluminación efectivamente reduce la capacidad instalada de los equipos en la vivienda. Se realizó un inventario de iluminación de la vivienda y se cambiaron todas las luminarias por equipos LED de bajo consumo. Los nuevos equipos de consumo tienen un rango de consumo entre 8.5 y 14 W el cual depende de la aplicación y brillo requerido por el usuario. El cambio de la iluminación se llevó a cabo a finales de Enero de 2016. Cambio bomba de la piscina: Las bombas funcionan con un motor eléctrico. En la auditoria se encontró que la bomba del usuario era de una sola velocidad, por tal razón cuando era necesario utilizarla esta consumía una energía igual a la potencia del motor eléctrico por el tiempo que fuera requerida. Las funciones de la bomba son permitir la circulación del agua y filtrarla, pero para cumplir con ellas no es necesario que la bomba funcione a máxima capacidad. Por tal razón se decidió hacer el cambio por una bomba de velocidad variable que permita diferentes niveles de operación y que reduzca el consumo de energía. Esta medida de eficiencia se llevó a cabo durante Febrero de 2016.

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Termostato inteligente: Ya se ha discutido que en la zona de interés existen dos estaciones climáticas que rigen el consumo de energía. En tiempo de verano debido al aumento de temperaturas, el consumo de la vivienda debido a la operación del sistema de aire acondicionado se dispara. La vivienda contaba con un termostato clásico en el cual únicamente mantenía la temperatura de la vivienda a una temperatura. Este tipo de funcionamiento es ineficiente ya que en momentos donde no se encuentre nadie en la vivienda, el termostato mantendrá la temperatura y básicamente el sistema de aire acondicionado operara para satisfacer las necesidades de ninguno de los habitantes de la vivienda. La instalación de un termostato inteligente soluciona esta problemática, ya que cuenta con un computador que le permite conocer los patrones de los habitantes de la vivienda y regular efectivamente la temperatura de la vivienda. Si el computador sabe que hay personas en la vivienda ajustara la temperatura para satisfacer el confort, en caso de conocer que no hay nadie en la vivienda ajustara la temperatura interior para disminuir el trabajo del equipo de aire acondicionado. Este tipo de operación reduce en gran medida el consumo de energía en tiempo de verano. Esta medida de eficiencia fue aplicada en Marzo de 2016. B. Medición consumos después de aplicadas las medidas de eficiencia Antes de hacer una medición de los sistemas de conversión de energía solar para la vivienda, es necesario hacer una nueva medición para determinar cómo las medidas de eficiencia redujeron el consumo de la vivienda. Esto debido a que el propósito del proyecto es instalar un sistema el cual únicamente produzca una energía igual a la consumida durante un año por la vivienda, es decir reducir la huella energética de la vivienda en el sistema a cero. Se obtuvieron los datos de consumo de los meses de Enero a Junio de 2016 y se compararon con los datos históricos de la vivienda para así observar como las medidas de eficiencia afectaron el consumo de energía eléctrica. Figura IV1Consumos post medidas de eficiencia.

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Efectivamente las medidas de eficiencia redujeron el consumo de energía de la vivienda y permiten un dimensionamiento de un tamaño menor de los equipos de conversión de energía solar. C. Sistema solar fotovoltaico El consumo de energía anual de la vivienda para el año 2015 fue de 20,131.15 kWh. De los datos medidos durante el 2016, a Junio de 2016 la vivienda había consumido 7,370 kWh, por lo tanto se determinó que de continuar la tendencia durante el resto del año, la vivienda consumiría alrededor 16,000 kWh al finalizar el 2016. Con este número en mente se procedió a diseñar una instalación solar que permitiera producir esta cantidad de energía anualmente. El diseño de un sistema solar fotovoltaico es una labor en la cual es necesario realizar estudios de irradiación, clima, tecnologías, análisis de estructuras entre otros. Debido a que no es posible entrar en el detalle necesario en cada uno de estos temas, se procederá a describir el proceso de diseño que nos permitirá obtener un sistema que satisfaga las necesidades energéticas de la vivienda. En primera instancia se determinó el ángulo de orientación respecto al sur y la inclinación de los paneles. Debido a que la instalación ocupará un espacio en el techo de la vivienda, estos son valores que serán determinados por la inclinación y orientación de la vivienda. Según el documento “Optimum fixed orientations and benefits of tracking for capturing solar radiation in the continental United States”, El azimut óptimo de una instalación en la florida es de 175° y la inclinación de los paneles debería ser igual a la latitud en sitio. Debido a las restricciones impuestas por la vivienda, la inclinación para un sistema solar seria de 22.61° y su azimut de 162°. En segunda instancia se realizó una investigación de los contratistas que prestaran el servicio de venta e instalación de sistemas solares. Se encontró la empresa Zinasunshine, la cual nos prestó sus servicios de asesoría y después de varias conversaciones, se determinó que la mejor opción sería una instalación solar con paneles americanos solarworld conectados con micro inversores enphase. Los sistemas con micro inversores tienen mayor libertad que los sistemas con un inversor central en el sentido de que presentarse fallas en un micro inversor solo sale un panel de servicio y en caso de sombras, únicamente los paneles se verá afectada la producción de energía de los paneles afectados y no de toda las instalación, eventos que si suceden en instalaciones con un inversor central.

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Por último mediante la utilización del software HOMER Pro, se realizaron simulaciones de diferentes instalaciones y se determinó que el tamaño adecuado para satisfacer las necesidades tanto económicas como técnicas del cliente seria de 7.2 kWp. Este tamaño no genera la energía suficiente para satisfacer el consumo actual de la vivienda. La razón para seleccionar este tamaño se debe a que en el futuro se espera hacer el cambio del sistema de aire acondicionado por uno más eficiente el cual reduzca aún más el consumo de la vivienda además también se tiene planeado hacer la instalación de un sistema de calentamiento hibrido de agua solar el cual disminuirá el consumo de la vivienda. D. Sistema hibrido de calentamiento de agua solar Un sistema hibrido de calentamiento de agua solar consiste de un colector solar el cual en su interior tiene un serpentín que permite el intercambio de calor entre el fluido (agua) y la radiación del sol. Adicional cuenta con un tanque con aislamiento térmico para almacenar el agua caliente. Este sistema se considera hibrido ya que cuenta con una resistencia que en caso de ser necesario se activa para calentar el agua en caso de poco recurso solar o en horas de la noche. Figura IV2 Sistema hibrido de calentamiento de agua solar

E. Sistemas de conversión de energía solar en la vivienda A finales de Agosto se terminó la instalación de los sistemas de conversión de energía solar. En la imagen siguiente se puede apreciar la instalación sobre la vivienda: Figura IV3 Configuración sistemas de conversión de energía solar.

Sistema hibrido de calentamiento de agua solar

Sistema solar fotovoltaico

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Desde finales de agosto y hasta la fecha, el sistema solar fotovoltaico ha estado en operación sin presentar falla alguna. Figura IV4 Desempeño por panel en Junio

Mapa paneles solares Junio 2017

V. RESULTADOS El proyecto logro cumplir el objetivo de disminuir el consumo de energía del cliente, en los meses de invierno hasta una reducción del 100% mientras que en los meses de verano 60%. Desde que se tomaron las medidas de eficiencia los consumos de nunca han sido mayores a los registrados en los años 2014 y 2015. La entrada en operación de los sistemas de conversión de energía solar también representa un hito ya que la producción de electricidad del sistema fotovoltaico efectivamente ha logrado disminuir el requerimiento energético de la vivienda hasta cero. Figura V1 Histórico de consume de energía eléctrica

F. Monitoreo de la vivienda El sistema de monitoreo en línea nos permite observar el comportamiento en tiempo real de la instalación en la dirección: http://egauge26957.egaug.es. Mediante esta página es posible observar el comportamiento de la demanda, la producción de energía solar y el consumo de varios circuitos de interés en la vivienda. Adicional tenemos la aplicación “BunnyKiosk” donde se da un resumen detallado del proyecto.

Figura IV5 Desempeño de la instalación

Contamos con datos de desempeño de la instalación desde el primero de Septiembre de 2016 hasta la fecha.

Al traducir los ahorros de electricidad en ahorros monetarios para el cliente podemos ver lo siguiente: Figura V2 Desempeño económico del sistema

A continuación presentamos una tabla resumen con todos los datos obtenidos de la medición del desempeño del proyecto.


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ITEM Demanda (kWh) Energía suplida por la FPL (kWh) Demanda satisfecha por la instalación solar (kWh) Energía solar generada (kWh) Energía solar vendida (kWh) Balance de energía mensual (kWh) Factura (USD) Ahorros por medidas de eficiencia (USD) Ahorros por paneles solares (USD) Ahorros por neteo (USD) CDD Radiación promedio diaria 2 (kWh/m /día)

NOVIEMBRE 2018

35

Sep 1,559.48

Oct 1,303.53

Nov 920.53

Dic 1,112.22

Ene 769.03

Feb 768.68

Mar 1,086.60

Ab 1,152.16

May 1,552.32

Jun 1,540.99

1,086.32

879.24

565.30

795.93

501.00

516.27

664.27

745.54

998.42

1,088.10

473.16

425.53

355.22

316.29

268.03

252.41

422.33

406.62

553.89

452.90

794.92

777.86

766.81

621.26

725.21

786.63

1061.17

949.21

1121.31

903.56

321.76

352.33

411.59

304.97

457.18

534.22

638.84

542.60

567.42

450.67

764.56

525.67

153.72

490.96

43.82 (30)

0 (0)

0(0)

202.95 (169)

431.01 (420)

637.43 (639)

80.74

53.22

31.27

57.13

13.74 (12.54)

9.41 (9.41)

9.41 (9.41)

30.12 (27.71)

55.88 (54.87)

78.54 (78.69)

70.46

40.30

70.03

28.84

67.01

16.35

0

0

0

80.69

50.37

50.07

47.88

34.12

31.31

26.40

46.01

47.62

72.75

59.27

33.20

31.65

37.39

30.60

61.29

52.46

68.11

59.48

63.21

51.72

225.46

164.45

25.38

72.67

26.42

9.00

22.83

58.67

159.00

246.53

4.60

4.34

3.68

3.3

3.53

4.29

5.12

5.95

6.11

5.39

#1 (514)

#24 (4418)

#1 (514)

#24 (4418)

#1 (514)

#1 (514)

#1(514)

#26 (3027)

#26 (3027)

Mayor generación registrada (kWh/día)

#26 (3027)

40.46

37.50

33.53

28.17

33.12

35.66

43.95

45.97

46.47

40.09

Menor generación registrada (kWh/día

9.95

9.30

13.71

7.50

11.15

3.16

20.29

8.83

17.62

1.94

Peor panel

Tipo de mes

Lluvioso

Nublado

Nublado

Nublado

Parcialmente nublado

Parcialmente nublado

Parcialmente nublado

Parcialmente nublado

Parcialmente nublado

Nublado lluvioso


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VI. CONCLUSIONES

Correo electrónico: scarrillo@usaene.com

Como fue expuesto en un principio, una vivienda es un problema clásico de transferencia de calor. Entender como diferentes variables influyen en el consumo energético de una vivienda no es un problema sencillo. Mediante la medición se logró entender y de alguna manera controlar el consumo; gracias a esto se formularon medidas de eficiencia que permitieron la disminución de la demanda y esto a su vez permitió el dimensionamiento de sistemas de conversión de energía solar que satisficieran los requerimientos de la vivienda. Los resultados obtenidos demuestran que el proyecto NetZero fue capaz de reducir el consumo de energía eléctrica de la vivienda hasta niveles nunca antes vistos. En el presente documento no se pudo explorar en detalle el desempeño económico del proyecto, pero es claro que existe ahorro en las factura de electricidad. Estamos a la expectativa de conocer los resultados de un año completo de operación, por el momento el sistema no va a cumplir con la meta de borrar completamente el consumo de energía de la vivienda pero los resultados demuestran por lo menos una reducción del 80%. Esto abre el camino para la implementación de otras medidas de eficiencia más drásticas como la actualización de los sistemas de aire acondicionado o la instalación de más paneles solares. Por el momento los resultados son satisfactorios y abren la puerta para la implementación de más proyectos de este tipo en el futuro.

Ingeniero de Proyectos de USAENE LLC COLOMBIA, con conocimiento de software especializado en modelado de generación distribuida e ingeniería para el desarrollo de proyectos energéticos como NetZero en el campo de la energía solar y eficiencia energética, análisis de diferentes fuentes de energía para ampliar la matriz energética de San Andrés con énfasis en energías renovables solares y eólicas, Monitoreo de Sistemas Fotovoltaicos, Logística de combustibles líquidos y Due diligence de centrales termoeléctricas en Colombia.

VII. REFERENCIAS [1] Brownson Jeffrey R.S, “Solar energy conversion systems” [2] Lave Matthew, “Optimum fixed orientations and benefits of tracking for capturing solar radiation in the continental United States” [3] HOMER PRO, “User´s manual” [4] Egauge, Herramienta de medición. VIII. RESEÑA AUTORES Nombre: Santiago Enrique Carrillo Rincón Titulo: Ingeniero Mecánico de la universidad de los Andes. Cargo actual: Ingeniero de proyectos. Experiencia laboral: Consultor en proyectos energéticos para USAENE LLC desde diciembre de 2013 hasta la fecha.

Actualmente cursa una Maestría en Energía Solar en el Campus Mundial de la Universidad de Pensilvania y ha apoyado los proyectos de "Sistema didáctico para la exploración de transferencia de calor en edificios", "Mecanismo de dirección de diseño y construcción para un vehículo de tracción humano" y " Diseño y construcción de un aislador de vibraciones "en la Universidad de los Andes. Bogotá. Nombre: Jairo Ramírez Titulo: Ingeniero eléctrico de la universidad de los Andes. Cargo actual: CEO de USAENE LLC. Correo electrónico: info@usaene.com Ingeniero Eléctrico de la Universidad de los Andes, Máster en Administración de Empresas de la Universidad del Rosario y Especialista en Planificación de Sistemas Energéticos en Grenoble, Francia. Especialista de más de 30 años en análisis de proyectos de eficiencia energética global y sectorial. Consultor BID y BM en eficiencia energética y energías renovables. Experto técnico económico en generación, cogeneración, energías renovables, eficiencia energética, regulación energética y tarificación eléctrica en América Latina. Analista de proyectos de eficiencia, ESCOS, Smart Grids, Desarrollo de Net Zero Energy, Energización e infraestructura en Colombia, El Salvador, Panamá, Perú y Nicaragua. Analista de sector energético en Guatemala, Honduras, Costa Rica, Panamá, Colombia, Perú, República Dominicana y Chile. El Ing. Ramirez se encuentra radicado actualmente en Miami y es CEO de la compañía USAENE ubicada en Coral Springs, Fl (Estados Unidos) con sede en Bogotá (Colombia).


Innovaciรณn


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Internet de las Cosas (IoT) asociado a la transformación digital del sector eléctrico Resumen — Este documento contiene un análisis de los impactos de la implementación del Internet de las Cosas (IoT) en el sector eléctrico, identificando los principales componentes en temas de dispositivos, arquitectura y comunicación; así como los principales impactos y beneficios en el sector como lo son: información en tiempo real, nuevos modelos de negocio, visibilidad global y diversificación de los flujos de ingresos. Finalmente, se presentan los resultados de un taller de identificación de retos y oportunidades derivadas de la implementación del IoT en el sector. Palabras Clave — Internet de las cosas, transformación digital, eficiencia operacional, gestión de activos. I. INTRODUCCIÓN El Foro Económico Mundial, WEF por sus siglas en inglés, propone tres tendencias principales en la transformación del sector energético: descentralización, digitalización y electrificación, que tienen que ver con el rompimiento de paradigmas en la planeación y operación de los sistemas eléctricos, con elementos activos conectados en las redes cercanas al usuario final, un cambio tecnológico respecto al uso de los recursos fósiles hacia el uso electro intensivo de la economía, y la integración de tecnologías de la información y comunicaciones para la toma de decisiones. Dichas tendencias de transformación convergen en el empoderamiento del usuario de su comportamiento energético.

AUTORES: Diego Edison Sánchez Ochoa Juan David Molina Castro Jaime Alejandro Zapata COLOMBIA INTELIGENTE

Asociado a la digitalización del sector se encuentra el incremento global en el acceso a Internet, combinado con un número cada vez mayor de dispositivos diseñados para conectarse, que está generando una cantidad ilimitada de oportunidades en el marco del internet de las cosas (IoT). Por ejemplo, para 2020 se esperan que estén conectados a las redes de internet cerca de 30.000 millones de personas, sistemas y objetos físicos, compartiendo datos, información y decisiones[1]. El sector eléctrico con sus plantas de generación, subestaciones, líneas de T&D, centros de control y demás infraestructura, es quizás la maquina más grande del mundo, capaz de entregar grandes cantidades de datos que conducen a cambios en la industria y en la vida de las personas. Es visto que los avance tecnológicos asociados al IoT, tienen la capacidad de supervisar y medir el flujo de energía y mejorar la eficiencia operática de la red, derivando en menores costos para los usuarios [2]. Aplicaciones con drones o vehículos no tripulados para supervisar las redes de distribución, realizar mantenimientos y optimizar el tiempo de las cuadrillas; soluciones en tiempo real para gestionar los medidores avanzados, generación distribuida, flujos bidireccionales, almacenamiento de energía y mecanismos de respuesta de la demanda; así como, redes autónomas de área amplia para responder rápidamente a desastres naturales utilizando los sensores de las redes eléctricas, están cambiando la forma en que se conciben los sistemas eléctricos.


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A su vez, con la medición inteligente (la masificación de los medidores avanzados y la Infraestructura de Medición Avanzada -AMI-), millones de usuarios hogares e instalaciones de uso final. Con dicha implementación las soluciones de IoT pueden ser do, entretenimiento entre otras aplicaciones consumidoras d e en ergí a . P o r ejem pl o , e s p o s ib l e qu e l o s e minimizar costo de la energía eléctrica y las emisiones de gases de efecto invernadero, habilitando al usuario [1]. En el área de la generación de energía, el IoT se puede usar para monitorear y controlar el consumo de energía, unidades, equipos y emisiones de gases contaminantes; así como para administrar planes de energía distribuida, energía eólica, biomasa, plantas fotovoltaicas, entre otras tecnologías. En el área de la la supervisión y el control de las líneas y subestaciones,

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En el área de distribución de energía, IoT se puede

medidores, carga y descarga de vehículos eléctricos, para recopilar información sobre el consumo de de la demanda [3]. Las oportunidades derivadas de la implementación sin embargo, no se limitan a ellas. captura de datos sobre productos y procesos de forma más rápida, pronta toma de decisiones. - Nuevos modelos de negocio: nuevos flujos de valor para los agentes con una respuesta más rápida. Visibilidad global: hacer el seguimiento más fácil de todos los eslabones de la cadena. - Diversificación de flujos de ingresos: de servicios agregados, además de las líneas tradicionales de negocios.

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Este documento tiene como objetivo analizar las implicaciones del IoT en el sector Eléctrico Colombiano, para conseguirlo se ha estructurado de la siguiente manera: en la primera parte se presentan los principales componente del IoT, principalmente en cuanto a las comunicaciones asociadas y la arquitectura de referencia; posteriormente, se presentan las principales aplicaciones en el sector eléctrico y por último se brindan algunas recomendaciones en el contexto colombiano. II. COMPONENTES DEL IOT El IoT se ha caracterizado por la convergencia de las tecnologías de la información (IT) con las tecnologías operativas (OT). OT, como Controladores Lógicos Programables (PLC), la automatización de procesos, control y supervisión, además de los Sistemas De Adquisición De Datos (SCADA), que se utilizan ampliamente para la automatización de procesos en la industria, para mejorar el rendimiento, la calidad y la eficiencia. Las IT por su parte, han visto grandes avances con la planificación de recursos, la gestión de las relaciones con los clientes, los sistemas de soporte a la toma de decisiones, procesos para administrar la cadena de valor y reducir los costos. El IoT sin embargo, incluye una serie de componentes, partiendo desde los propios dispositivos, pasando por las comunicaciones y el análisis de información, hasta llegar a las funcionalidades como se muestra en la Figura 1. Figura 1 Componentes del IoT Dispositivos - Sensores - Gateway - Vehículos eléctricos - Electrodomésticos inteligentes - Medidores - Interruptores - Reconectarles

Comunicaciones - Bluetooth - Zigbee - Z-Wave - 6LowPAN - Thread - WiFi - GSM/3G/4G/LTE - NFC - Sigfox - Neul - LoRaWAN

Analítica

Son varias las alternativas de comunicación asociadas al IoT, algunas bien conocidas, como WiFi, Bluetooth, ZigBee y celular 2G / 3G / 4G, pero también existen opciones de red emergentes como Thread LoRaWAN, Sigfox, entre otras; implementadas en las principales ciudades para casos de uso basados en IoT de área amplia. Dependiendo de la aplicación, factores como el rango, los requisitos de datos, las demandas de seguridad y la autonomía determinarán la elección de una o alguna combinación de tecnologías. Algunas de las alternativas de comunicación se listan en la Tabla 1. Tabla 1 Alternativas de comunicación en IoT. Tipo

Estándar

Frecuencia

Rango

Velocidad de datos

Bluetooth

Bluetooth 4.2 Core Specification

2.4GHz (ISM)

50-150m (Smart/BLE)

1Mbps (Smart/BLE)

Zigbee

ZigBee 3.0 basado en IEEE802.15.4

2.4GHz

10-100m

250 kbps

Z-Wave

Z-Wave Alliance ZAD12837 / ITU-T G.9959

900MHz (ISM)

30 m

9.6 / 40 / 100kbit / s

6LowPAN

RFC6282

Varios

N/A

N/A

Thread

IEEE802.15.4 y RFC6282

2.4GHz (ISM)

N/A

N/A

Wifi

802.11n

2.4GHz y 5GHz

50 m

150-600 Mbps

Funcionalidades

- Inteligencia artificial - Gestión de activos - M2M - Eficiencia - Realidad virtual operacional - BigData - Experiencia de - Cloudchain usuario - Cloud computing - Blockchain

A. Comunicaciones asociadas al IoT Las necesidades en comunicación del IoT y en general de las redes inteligentes, son cada vez más exigentes para las empresas encargadas de prestar servicios públicos, considerando que este tipo de compañías son encargadas de mantener y operar infraestructura de misión crítica, de las cuales depende el correcto funcionamiento de la vida, la propiedad privada, el orden público y el funcionamiento de la sociedad. Actualmente, las aplicaciones de redes inteligentes en las empresas de servicios públicos se soportan en redes privadas y/o comerciales. Sin embargo, la masificación de estas tendencias exige mayor uso de las redes de comunicación, requiriendo mayor uso del espectro radioeléctrico para desarrollar soluciones costo-efectivos [4].

Celular

GSM / GPRS / EDGE (2G), UMTS / HSPA (3G), LTE (4G)

900/1800/ 1900 / 2100MHz

35 km – 200 km

35-170kps (GPRS) 120-384 kbps (EDGE) 384Kbps-2Mbps (UMTS) 600Kbps-10Mbps (HSPA) 3-10 Mbps (LTE)

NFC

ISO / IEC 18000-3

13.56MHz (ISM)

10cm

100-420 kbps

Sigfox

Sigfox

900MHz

30-50km (rural) 3-10km (urbano)

10-1000 bps

Neul

Neul

900MHz (ISM), 458MHz (UK), 470790MHz (White Space)

10 km

1 bps de hasta 100 kbps

LoRaWAN

LoRaWAN

Varios

2-5 km (Urbano) 15 km (Rural)

0.3-50 kbps


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B. Arquitectura referencial del IoT. La arquitectura de los sistemas eléctricos tradicionales no contempla los requisitos necesarios para la operación del IoT, por este motivo es necesario integrar esta tendencia tecnológica garantizando condiciones de confiabilidad, seguridad e interoperabilidad. La IEC y en particular el comité técnico JTC 1, han desarrollado la arquitectura referencial para el IoT en el estándar ISO/IEC 30141. Dicho estándar contempla un modelo conceptual, un modelo y una arquitectura de referencia para los sistemas IoT; además, tiene como objetivo proveer una guía para facilitar el diseño y desarrollo de este tipo de sistemas, promoviendo un modelo abierto y común que garantice la interoperabilidad de los sistemas. La Figura 2 describe la arquitectura propuesta en 6 dominios: las entidades físicas, el intercambio de recursos, operación y administración, servicio de aplicación, intercambio de recursos y el usuario. Figura 2 Arquitectura referencia del IoT [5]. Usuario Interfaz de usuario Servicio de aplicación

Operación y administración Ciclo de vida

API & Portal

Recursos

Servicios

Seguridad

Modelo

Recursos

Analítica

Lógica y reglas

Regulación

Intercambio de recursos

Intercambio de recursos

Gestión de activos

Control de acceso

Ejecución

Acceso de red Sensor

Identificación

Actuador

Entidades Físicas

C. Atributos del IoT Para cumplir con las funcionalidades del IoT es necesario que los dispositivos estén en la capacidad de conectarse y operar en cualquier lugar, para conseguirlo es se debe garantizar la interoperabilidad, compatibilidad, confiabilidad, y seguridad en las operaciones. Actualmente, las plataformas IoT son una mezcla de componentes reutilizados a partir de soluciones existentes. Muchas de estas soluciones requieren que aplicaciones y sistemas dispares trabajen juntos, usando protocolos, estándares y conceptos existentes no diseñados para IoT. En cambio, tales sistemas simplemente intentan unir el OT de los dispositivos físicos con las plataformas y aplicaciones de TI y back-end existentes. El uso masivo del IoT plantea retos importantes en torno a la seguridad y protección de los sistemas cibernéticos y físicos, en su desarrollo pueden ser

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apropiadas varias políticas, planes de gestión, protocolos y normas utilizadas en la actualidad en temas de ciberseguridad. Sin embargo, debido a las características de algunas implementaciones de IoT, es necesario desarrollar estrategias para gestionar los riesgos asociados. El atributo de los sistemas y dispositivos de IoT mediante el cual pueden hablar el mismo lenguaje, conocido como interoperabilidad, es un elemento crítico para diseñar un mercado donde los dispositivos puedan conectarse y operar en cualquier lugar. Este atributo puede lograrse mediante el cumplimiento de estándares abiertos comunes, o mediante la implementación de sistemas y plataformas que permiten que los diferentes sistemas de IoT se comuniquen entre sí. La falta de interoperabilidad puede crear barreras para los consumidores, ya que puede derivar en inflexibilidad de integración, complejidad en la propiedad, bloqueo de proveedores y obsolescencia prematura de los dispositivos [5]. Así mismo, los sistemas con interoperabilidad facilitan el ingreso de nuevos dispositivos, propiciando la innovación tecnológica, respaldando la elección del consumidor y la competencia. En particular, la interoperabilidad puede permitir a los consumidores elegir dispositivos con las mejores características al mejor precio y ofrece los medios para que esos dispositivos funcionen en correctamente. La estandarización de IoT abarca normas de conectividad, interoperabilidad, API, gobernanza de datos, intercambio de datos (por ejemplo, servicios en la nube), protección de datos personales y seguridad. A diferencia de las soluciones propietarias, los estándares abiertos se consideran una solución en el panorama de IoT, debido a sus efectos positivos en cuanto a la implementación a gran escala, la adopción generalizada y la prevención del bloqueo para a los consumidores. Los estándares abiertos también son clave para crear ecosistemas innovadores que atraviesen los valles de la muerte. Sin embargo, el uso de estándares y/o protocolos no garantiza la interoperabilidad, es necesario contar con el compromiso de los diferentes actores involucrados en el IoT. III. IOT EN EL SECTOR ELÉCTRICO Durante décadas el sector eléctrico ha implementado elementos de IoT en sus diferentes procesos; sin embargo, los desarrollos obedecen a soluciones aisladas sin una visión sistémica. Estas funcionalidades incluyen supervisión de la operación de dispositivos lógicos programables (PLC por sus siglas en inglés), en la cual se recogen y analizan los datos de los dispositivos para tomas decisiones realimentadas mediantes comandos de control. Otro ejemplo de IoT, son los medidores inteligentes que ofrecen tanto al usuario como a las empresas prestadoras del servicio conocer el consumo en tiempo real, y tomas decisiones con acceso a otro tipo de información, como el precio de la energía o la temperatura del ambiente [6].

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Figura 3 Heat Map del IoT en el sector eléctrico [7].

Taller: IoT retos para el sector eléctrico colombiano En el marco del Congreso Internacional de TIC – ANDICOM 2018 organizado por CINTEL, se realizó un taller con la participación de alrededor de 30 expertos del sector TIC, utilizando la metodología design thinking, en busca de crear un espacio de discusión en torno a la transformación digital y el desarrollo del Internet de las Cosas en el sector eléctrico colombiano, asociado principalmente en dos temáticas: - Impacto del IoT en la interoperabilidad y ciberseguridad del sector.

De acuerdo con [7] el Heat Map del IoT construido por Forrester, se presentan grandes oportunidades tanto para la industria de las empresas prestadoras de servicios públicos como para la aplicación de gestión energética. Derivadas del monitoreo, diseño, construcción y operación de infraestructura, incluidos los sistemas de iluminación, aire acondicionado y ventilación; así como el monitoreo, gestión y medición del consumo de energía eléctrica, gas y agua, como se muestra en Figura 3. En la Figura 4 se muestran las principales implicaciones del IoT en el sector eléctrico, agrupadas en 4 temáticas principales. La primera de ellas está asociada a la transformación digital del sector con la integración de las TIC; la segunda con la eficiencia operacional del sector, apoyadas en el IoT para optimizar el uso de la infraestructura del sector; la tercera es la automatización de la red, logrando mejorar los indicadores de prestación del servicio; y por último la transformación de la experiencia del usuario a través del empoderamiento de su consumo energético. Figura 4 IoT en el sector eléctrico.

Digitalización del sector Experiencia de usuario - Información en tiempo real - Toma de decisiones - Programas de respuesta de la demanda - Consumo eficiente - Servicioes de valor agregado - Hogares inteligentes

- Infraestructura de medición avanzada - Unidades de medida fasoriale - Mercados intrahorarios - Analítica de datos - M2M

IoT en el sector eléctrico

Automatización de la red

- Conciencia situacional - Protección sistémica / colaborativa - Estabilidad de la red - Disminución de perdidas - Integración de DER / FNCER

Eficiencia opercacional - Gestión de activos - Control de generación (FNCER) - Servicios complementarios - Reducción de restricciones - Aplanamiento de curva de carga - Blockchain

- Identificación de modelos de negocio apalancados por el IoT para el sector eléctrico. El taller inicio con ponencias magistrales, en las que expertos brindaron un marco general acerca de la transformación digital y las implicaciones de la implementación del IoT en el sector eléctrico. Posteriormente se abrió el espacio para el desarrollo del taller con los participantes, el ejercicio fue dividido en dos fases, la primera respecto a los requerimientos del IoT y la segunda respecto a las oportunidades del IoT. A. Requerimientos de IoT Esta fase consistió en Identificar los dispositivos IoT con aplicación en el sector eléctrico y en establecer la interacción con activos del sector eléctrico. Posteriormente, estableces los requerimientos para el IoT en 4 atributos, Telecomunicación e interoperabilidad, gobernanza de datos, ciberseguridad y arquitectura, ubicando en un formato pre-impreso los retos identificados por tipo de atributo y asignar su horizonte de desarrollo (corto, mediano o largo plazo). En Figura 5, se muestra la frecuencia de los dispositivos identificados por los participantes. Figura 5 Resultados del taller: Dispositivos IoT


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Una vez identificados los dispositivos IoT, se les solicito a los participantes que identificaran el activo del sector eléctrico con el que estos tenían algún tipo de interacción, identificando la importancia de la interacción entre los dispositivos con la red eléctrica en el hogar y la red de distribución.

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La ubicación de los requerimientos en los 4 atributos y horizonte de tiempo se muestran en la Figura 6, destacando la importancia de armonizar los temas regulatorios en el corto plazo. Figura 6 Resultados del taller: Horizonte requerimientos de IoT.

Respecto a los requerimientos del IoT en los atributos se logró identificar la necesidad de armonizar el uso de estándares y protocolos de comunicación, con el objetivo de transmitir información en un lenguaje común, diseñar políticas y marcos regulatorios en torno a la gobernanza de datos, así como requisitos en ciberseguridad como autenticación, veedores de información, acceso remoto, y etical hacking. Los requerimientos identificados se listan en la Tabla 2. Tabla 2 Requerimientos para IoT

1

Medidor inteligente, interoperabilidad bajo software

2

Masificar cultura y estándares de interoperabilidad

3

Interconectividad

6

Interconectividad (Hardware)

5

Hacer uso del lenguaje de intercambio de la información

4 7

Regulación de políticas de protección de información

9

Almacenamiento

8

Análisis de información

10

Se requieren normas para movilidad eléctrica y generación distribuida

11

Análisis de datos para toma de decisiones

12

Acceso Remoto

13

HAN. Que lleven seguridad en los routers

14

Garantizar un veedor de información

15

Etical Hacking

16

Protocolos de comunicación

17

Autenticación

18

Armonizar

19

Transparente, incluyente, integrativa

20

Estrategia para la generación de arquitectura

21

Protocolos

22

Comunicación entre dispositivos

23

Integración sensor con el dispositivo

24

HAN, Arquitectura abierta

IPV6

B. Oportunidades de IoT Posteriormente, se les solicito a los participantes identificar 10 oportunidades para la implementación del IoT, y calificarlos en términos de su viabilidad técnica y el tamaño de mercado de desarrollo representándolos gráficamente dentro de la matriz indicada en la Figura 7, teniendo en cuenta las siguientes definiciones: Oportunidad: una solución propuesta (productos o servicios) para una necesidad insatisfecha o no satisfecha del todo (nicho de mercado) con una lógica de negocios específica (estrategia de entrada y modelo de negocios). Riesgo: el efecto de la incertidumbre en la consecución de los objetivos. Es la combinación de la probabilidad del evento y sus consecuencias (ISO 31000). Beneficio: mejora que logra una cosa o persona con la implementación de una acción o actividad de carácter económico, técnico, social o ambiental. Figura 7 Resultados del taller: Oportunidades de IoT. +

Alto

1

412

38

10

14 6

1 13 -

2

-

5

7

Tamaño del mercado

9

Medio Bajo

4

2

11

Riesgo

Requerimiento IoT

Técnica

#

Muchos

3

+

Algunos Pocos

Beneficios


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Las oportunidades identificadas por los participantes se listan en la Tabla 5. Tabla 5 Oportunidades para IoT #

Oportunidad

Cuadrante

1

Capacitación

4

2

Consultoría

4

3

Desarrollo de sectores

2

4

Desarrollo de aplicaciones

2

5

Generación FNCER

1

6 7

Desarrollo de electrolineras

1 2

8

Big Data de la huella de carbono en la implementación de IoT

3

9

Marketing para IoT a partir de los riesgos

2

10

Integración de varios sectores

4

11

Sistema Riego Inteligente

2

12

Centro de despacho inteligente para generación distribuida

4

13

Análisis de información

1

14

Tendencia de tecnología, uso y apropiación

4

Defensoría IoT

V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES A continuación, se brindan algunas conclusiones y recomendaciones derivadas del análisis de los impactos de la implementación del Internet de las Cosas (IoT) en el sector eléctrico: - En busca de garantizar la integración del IoT con la infraestructura del sector eléctrico, es necesario armonizar la arquitectura asociada a las redes inteligentes con la arquitectura referencial del IoT, garantizando la interoperabilidad, ciberseguridad y gobernanza de datos. - El IoT trae consigo grandes oportunidades y retos para las empresas del sector eléctrico, principalmente asociadas con el uso de la información para generar servicios de valor agregado, en los cuales el usuario jugará un papel fundamental en la toma de decisiones en la operación y planeación de los sistemas. - Los principales beneficios de la implementación del IoT en el sector eléctrico, provienen de la eficiencia en la prestación del servicio ocasionadas por mejor gestión de los recursos energéticos, reducción de pérdidas y automatización de la operación de los equipos. - En busca de trasladar de manera eficiente los costos y beneficios de implementación del IoT en la tarifa de los usuarios finales, es necesario evaluar alternativas de remuneración de las nuevas necesidades de las empresas prestadoras de servicios públicos, como la ciberseguridad y la gobernanza de datos.

VI. AGRADECIMIENTOS A las empresas y entidades miembro de Colombia Inteligente, red colaborativa conformada por empresas y entidades, para la inserción integral y eficiente de las redes inteligentes a la infraestructura del sector eléctrico colombiano con el propósito de disminuir riesgos y maximizar beneficios a los actores de interés. A CINTEL por el espacio en el congreso ANDICOM 2018 para la realización del taller retos y oportunidades del IoT en el sector eléctrico y a CIDET por el apoyo en su ejecución. VII. REFERENCIAS [1] OECD, “Consumer policy and the smart home,” no. 268, 2018. [2] T. Godart, “Disruption at the Edge: IoT Transforming Energy Grids - IoT@Intel,” 2018. [Online]. Available: https://blogs.intel.com/iot/2018/01/16/disruption-at-theedge-iot-transforming-energy-grids/.[Accessed: 20-Sep-2018]. [3] Y. Saleem, N. Crespi, M. H. Rehmani, and R. Copeland, “Internet of Things-aided Smart Grid: Technologies, Architectures, Applications, Prototypes, and Future Research Directions,” Apr. 2017. [4] G. Schroder, J. P. Filho, and V. L. Moreli, “The Search for a Convergent Option to Deploy Smart Grids on IoT Scenario,” Adv. Sci. Technol. Eng. Syst. J., vol. 2, no. 3, pp. 569–577, 2017. [5] European Commission, “Advancing the Internet of Things in Europe,” pp. 5–38, 2016. [6] A. Ramamurthy and P. Jain, “The Internet of Things in the Power Sector Opportunities in Asia and the Pacific,” no. 48, 2017. [7] M. Pelino, F. E. Gillett, C. Voce, and C. Garberg, “Internet-Of-Things Heat Map 2018,” 2016. [Online]. Available: https://www.forrester.com/report/InternetOfThings+Heat+Map+2018/-/E-RES122661#. [Accessed: 24-Sep-2018]. VIII. RESEÑA AUTORES Diego Edison Sánchez Ochoa: Profesional de proyectos de CIDET y coordinador de investigación y referenciamiento de la red colaborativa Colombia Inteligente, ingeniero electricista y candidato a magister en ingeniería eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia. Juan David Molina Castro: Líder de Gestión de la red colaborativa Colombia inteligente. Ingeniero electricista de la Universidad de Antioquia, especialista de la Universidad Nacional de Colombia, magister y doctor en sistemas de potencia de la Pontificia Universidad Católica de Chile. Jaime Alejandro Zapata: Gerente del Centro Nacional de Despacho en XM y presidente de la red colaborativa Colombia Inteligente, ingeniero electricista de la Universidad Pontificia Bolivariana, con especialización en derecho de los negocios de la Universidad Externado de Colombia y maestría en economía de la Universidad Eafit.


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Electrificación de un Sistema Férreo en Colombia: Antioquía- Caribe Resumen — El presente trabajo pretende dimensionar un sistema ferroviario eléctrico para una ruta establecida por el Dr. Gabriel Poveda Ramos, a partir de un trabajo previo del Ingeniero Gabriel Sanín Villa, comprendida entre los municipios de Envigado y Arboletes en Antioquia. A partir del cálculo analítico de la potencia requerida por el material rodante, con su respectivo cronograma de viaje, se estima la potencia necesaria de las subestaciones de tracción (SET). Posteriormente se realizan simulaciones en OpenTrack y OpenPowerNet para evaluar el efecto de la circulación de los trenes en el tiempo. Con los resultados obtenidos se simula el sistema férreo electrificado conectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN) mediante DIgSILENT para evaluar los indicadores de la Calidad de la Potencia Eléctrica (CPE). Finalmente se realiza un análisis financiero que permite identificar la viabilidad de diferentes alternativas de operación: locomotoras diésel - eléctrica, duales (diésel - catenaria) o eléctrica pura. Abstract — The objective of the present work is to select and size the electric trains and infrastructure required for an electrical railway system on a route established by Dr Gabriel Poveda Ramos, from a previous work of the Engineer Gabriel Sanín Villa. The route connects the Municipality of Envigado with Arboletes in Antioquia. First, considering way profile, freight and train schedule, the power required by the rolling stock is established, using an analytical calculation. Locomotive tractive effort and power, Traction Substation demand and voltage limits accomplishment are validated using computer simulation using OpenTrack and OpenPowerNet. Railway connection impact into National Electric System (SIN) is simulated using DIgSILENT, allowing assessing Power Quality (CPE) compliance. Finally, a financial analysis is carried out to identify the viability of different operating alternatives: diesel, electric or dual diesel-electric locomotives.

AUTORES:

Daniel Longas Sánchez Andrés Emiro Díez Restrepo Daniel Alberto Arroyave Molina Armando Bohórquez Cortázar Universidad Pontificia Bolivariana Palabras Clave — Ferrocarriles, Tracción Eléctrica, Calidad de la Potencia. Key Words — Railway, electric traction, Power Quality. I. INTRODUCCIÓN Los ferrocarriles son un medio alternativo y práctico para considerar en el transporte de grandes cantidades de carga en Colombia, actualmente basado en camiones (con excepción de los trenes carboneros), pues permitirían disminuir los costos de flete, por su relativo bajo costo de operación y mantenimiento, y por su alto nivel de prestaciones. Además de ser más eficientes, rápidos, seguros y confiables, permitirían reducir el costo de operación de las concesiones viales, evitando el efecto que tienen los tractocamiones más pesados, desgastando las vías. Adicionalmente los desarrollos tecnológicos a nivel mundial han permitido mejorar el desempeño de las locomotoras eléctricas ante la necesidad de disminuir la dependencia de los recursos fósiles y el compromiso de contribuir con el cuidado del medio ambiente reduciendo las emisiones de gases contaminantes. En este trabajo se pretende hacer un estudio de pre factibilidad de electrificación de una ruta férrea propuesta por el ingeniero Gabriel Sanín Villa y el Dr. Gabriel Poveda Ramos, considerando algunas modificaciones, y teniendo en cuenta los proyectos de infraestructura portuaria en la región del Urabá Antioqueño. Un proyecto de este tipo, aparte de ser amigable con el medio ambiente, aprovecha el potencial hidroeléctrico con el que cuenta el país, donde más del 65% de la capacidad neta efectiva es obtenida a partir de las centrales hidroeléctricas [1].


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Para la operación de un sistema férreo, ya sea híbrido o eléctrico puro, se requiere analizar la conveniencia de un sistema de alimentación en Corriente Directa (CD) o CA, de acuerdo con su utilización o tipo (tranvía, metro o ferrocarril), tráfico (viajeros, mercancía o mixto), la potencia requerida, la distancia, la topografía y el grado de explotación. Finalmente, se debe evaluar la factibilidad para conexión a las redes de Media y/o Alta Tensión, sin que ocasionar perturbaciones electromagnéticas considerables en la red eléctrica, cumpliendo los parámetros de la Calidad de la Potencia (CPE). II. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA La ruta propuesta por el ingeniero Gabriel Sanín Villa y complementada por el Dr. Gabriel Poveda Ramos, entre el municipio de Envigado hasta Arboletes, con una longitud de aproximadamente 442 km facilita la salida de las cordilleras que encierran el área metropolitana del Valle de Aburrá a unos 1500 Metros Sobre el Nivel del Mar (m.s.n.m). aproximadamente, con pendientes del 3% como máximo. La ruta está compuesta por nueve estaciones de parada para el intercambio de mercancías como plantea Roldan [2], basado en datos de la gobernación de Antioquia, alcaldías municipales y otros sitios web; las cuales se distribuyen de la siguiente manera de acuerdo con los municipios por los que transita y sus respectivas actividades económicas. Estaciones Terminales (ET): Envigado y Arboletes. Estaciones Intermedias (EI): Bello (con taller y patio), Barbosa, Amalfi, El Pato y Planeta Rica. Estaciones Intermedias Multimodales: Caucasia y Montería Sur. De acuerdo con el estudio realizado por Roldán [2] basado en datos del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), se espera que el sistema férreo pueda transportar (importación) cuatro millones de toneladas anuales con un crecimiento del 3% cada año, y dos millones quinientas mil toneladas de exportaciones anuales con un crecimiento anual del 5%. La velocidad máxima de operación es de 120km/h de acuerdo a recomendaciones de ingenieros ferroviarios de la Sociedad Antioqueña de Ingenieros y Arquitectos (SAI), que se podría clasificar dentro del rango de las velocidades convencionales (entre 79 y 90 mph), para el transporte de mercancías [3, p. 16]. Se espera que la carga pagada por tren sea de 1525 Tn. Conociendo el problema de electrificar desde el inicio de la operación los 442 km de la ruta, se propone un esquema de electrificación parcial y gradual, utilizando locomotoras duales diésel-eléctricas, y tramos parciales con catenaria. Es importante aclarar que Colombia carece de electrificación ferroviaria, siendo el Metro y Tranvía de Medellín el único ejemplo de un sistema de este tipo que opera en la actualidad.

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III. DIMENSIONAMIENTO DEL MATERIAL RODANTE A continuación, se detalla el procedimiento para determinar la potencia mínima que requiere la locomotora o grupo de locomotoras para mover el material rodante. A. Selección de los Vagones Para el caso de estudio se emplea material remolcado tipo L, clase Lgss (L: Vagón de plataforma especial con ejes independientes; g: Para el transporte de contenedores; ss: Velocidad máxima de 120 km/h), correspondiente a la UIC 571-4, de 9 m de base, 13,86 m de longitud sobre borde, 12,52 m de longitud de carga mínima, y peso propio máximo de 12 Tn. Teniendo en cuenta el peso de la carga pagada, y que cada vagón puede transportar 30,5 Tn, equivalente a un contenedor de 40 ft y peso bruto máximo de 42,5 Tn, la cantidad de vagones que se requieren son aproximadamente cincuenta, con un peso total del material remolcado correspondiente a 2125 Tn, sin considerar el peso de las locomotoras. B. Selección de las Locomotoras Para un estimativo de la potencia mínima requerida del material automotor, primero se puede determinar mediante el cambio de energía cinética por unidad de tiempo, suponiendo aceleración constante de acuerdo con la Ecuación (1). Este valor está dado en términos de (J). 1 (1) = × × 2 2 Donde es la masa total del tren en (kg) y es la velocidad en (m/s). Por lo tanto, la energía requerida es de 1180,6 MJ para una pendiente de 0%, sin considerar la fuerza de rodadura ni la fuerza de arrastre aerodinámico. Luego se determina el tiempo que se demora la locomotora en alcanzar la velocidad objetivo de 120 km/h a una aceleración constante de 0,11 m/s2. Se emplea entonces las ecuaciones del Movimiento Uniformemente Acelerado (MUA), donde obtiene un tiempo estimado de 300 s para este caso. La potencia mínima de arranque es de 3,98 MW en el riel, valor que sirve de referencia para escoger de manera preliminar el material rodante. Posteriormente debe incluirse la energía cinética de la masa rotacional y las pérdidas por fricciones de rodamiento y arrastre aerodinámico. Finalmente, la capacidad de arranque en pendiente. Estás evaluaciones se hacen mediante simulación con el programa OpenTrack. Solo como referencia y para efectos del estudio, una locomotora ALP 45DP de Bombardier cuenta con una potencia ajustada a las necesidades del caso. Es importante aclarar que, aunque esta locomotora puede trabajar en modo múltiple hasta dos unidades, gracias a la operación en modo push-pull [4, p. 56], no impide que mediante los sistemas de control computacionales se puedan acoplar otras de la misma referencia; no obstante, este modo de trabajo se emplea únicamente en el presente trabajo para estimar la frecuencia de despacho de los trenes y la potencia requerida.

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IV. DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA DE ELECTRIFICACIÓN Los sistemas en CC de 750 V y 1500 V se emplean principalmente para el transporte urbano e interurbano como tranvías y metros, mientras que los sistemas en CC de 3000 V y en CA 1x25 kV ó 2x25 kV normalmente se emplean para el transporte de cargas a grandes distancias. El avance de las tecnologías permite que la selección del voltaje de operación se centre en la distancia de la ruta, la aplicación (material rodante requerido) y el costo de la infraestructura [5]. Según Nyberg y Pollard [6], la transmisión en CA es más económica y práctica para altos voltajes a largas distancias de manera segura y eficiente, siendo el sistema a 25 kV el estándar empleado en la mayor parte de Europa. Otro punto a favor de los sistemas en CA es que países como Estados Unidos los prefiere para los nuevos ferrocarriles de alta velocidad y de larga distancia [7]. El sistema de 3000 V requiere que las SET no estén separadas más de 20 km. Si se compara con un sistema en CA, donde la distancia mínima son 30 km [5], [8], [9], [10], se tiene una ventaja respecto al costo de las SET en función de la distancia del trazado, sin mencionar que este último no requiere grupo rectificador adicional por SET. Otra ventaja que facilita el empleo de sistemas de CA en comparación con los de CC que aplica para el caso de estudio, es la poca distancia que existe entre la ruta y las fuentes de Alta Tensión (HV, por sus siglas en inglés), a diferencia de las redes de distribución que son escasas y alejadas en estas zonas principalmente rurales, y no cumplen con los requerimientos mínimos de potencia y regulación para alimentar un sistema a 3000 V en CC. Al comparar entre los sistemas 1x25 kV y 2x25 kV, el último tiene la ventaja de duplicar la distancia requerida entre las SET. De la misma manera, los autotransformadores Booster (TB), requeridos para compensar las caídas de tensión, pueden estar separados hasta 15 km en el sistema 2x25 kV, con relación de transformación 1:1 [8], estos equipos están distribuidos a lo largo de la catenaria conectando el punto medio a tierra como se observa en la Figura. 1. Para el sistema 1x25 kV la distancia máxima entre TB es de 8 km, los cuales se conectan en serie con un aumento de la impedancia y mayores caídas de tensión en la catenaria; al tener una potencia menor podrían ser instalados en poste, lo que se traduce en menores costos, pero se incrementan los problemas de interferencia electromagnética, los potenciales riel – tierra y las caídas de tensión. Precisamente por esto se prefieren los sistemas 2x25 kV, al aumentar la potencia la disponible en Línea Aérea de Contacto –LAC-, mejorar los perfiles de tensión, y lograr que

los campos magnéticos tienden a cancelarse mutuamente (feeder positivo y feeder negativo) [6, p. 10], [10, p. 13]. Sin embargo, el costo de la catenaria aumenta debido a que se requiere un alimentador adicional o feeder negativo. Este costo se compensa en cierta medida con el sistema gracias a la reducción de las SET requeridas, por lo cual no es un factor decisivo. Fig. 1. Sistema de alimentación dual

De acuerdo con Barcenilla [11, p. 36], para las rutas cuyas distancias son mayores de 100 km, el sistema 2x25 kV es más económico en comparación con el sistema 1x25 kV, pero esto depende en gran medida de las fuentes de alimentación necesarias y las distancias que hay a éstas. V. FUERZA DE TRACCIÓN La fuerza de tracción proviene del par de torsión del motor convertida en la fuerza de empuje disponible para mover un tren, en el punto de contacto entre la rueda y el riel, y es paralela a la dirección de movimiento [12]. La fuerza de tracción tiene tres categorías, la fuerza de arranque o inicial, la continua y la máxima. A. Fuerza de Tracción Inicial La fuerza de tracción inicial se calcula mediante la Ecuación (2) [13].

=

×

(2)

Donde es el factor de adhesión que depende de la rigidez de los materiales en contacto, y es la sumatoria de pesos en el eje en (N). Para la locomotora empleada, el factor de adhesión moderado es de 0,25, con un esfuerzo de tracción máximo de 316 kN que se puede usar en todas las condiciones [14, p. 3].Así mismo, si se compara con las locomotoras europeas series TRAXX, tienen un factor de adhesión del 36%, el cual es más alto debido a su menor peso, suponiendo igual fuerza tractora para ambas locomotoras. A menor factor de adhesión se puede lograr una mejor aceleración [4, p. 58]. Otra consideración, no menos importante, es que la fuerza de tracción inicial no depende directamente de la potencia de los motores de tracción.


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B. Fuerza de Tracción continua Se presenta a bajas velocidades y puede ser constante, i.e., igual a la fuerza de tracción inicial o de pendiente negativa hasta el punto de cambio de régimen de velocidad o donde la fuerza de adhesión se iguala con la fuerza tractora. Bajo buenas condiciones de adherencia entre el riel y la rueda, el factor de adhesión estático puede ser de 0,32, lo cual equivale a una superficie de contacto seco, y aplicado al caso de la locomotora ALP 45DP, se obtiene una velocidad crítica de 54,14 km/h.

Fig. 2. Fuerzas en función de la velocidad para una locomotora ALP 45DP

C. Fuerza de Tracción a Plena Potencia Es la fuerza de tracción continua en (N) que puede mantenerse de manera indefinida y está determinada por la relación entre la potencia nominal en los motores en (W) y la velocidad en (km/h), como se define en la Ecuación (3).

=

× ɳ × 3,6

(3)

La fuerza de tracción a plena potencia varia inversamente con la velocidad a una potencia constante [15, p. 166]. Esta ecuación es útil cuando hay equilibrio dinámico, i.e., aceleración igual a cero. VI. RESISTENCIA A LA RODADURA La resistencia al movimiento es un insumo importante para planificar las cargas máximas, la velocidad, y el consumo de energía del tren en pendiente cero y sin curvas. Este valor se halla mediante la ecuación de la Canadian National de 1990 [16], presentada en la Ecuación (4) expresada en (N/t). × × 2 = 7,36 + 80,09 + + (4) 10,94 540,75 × Donde es el peso total de la locomotora o vagón en (Tn), el coeficiente dependiente del tipo de vehículo. En este caso se selecciona el valor de 24,0 para la locomotora líder y 5,5 para las locomotoras remolques; los vagones por su parte manejan un coeficiente de 5, es la velocidad en (km/h), es el área de la sección transversal de la locomotora o vagón en (m2). Para analizar los vagones vacíos se debe modificar la sección del vagón a 2,32m2, es el número de ejes por locomotora o vagón.

Partiendo de una sola locomotora acoplada a cincuenta vagones, que equivale a un peso total de 2255,6 Tn, asumiendo la eficiencia ɳ igual a uno, debido a que el fabricante especifica la potencia en la rueda, y con la información recopilada anteriormente; se pueden determinar las curvas de tracción para la locomotora ALP45 DP en modo eléctrico puro y diésel – eléctrico, la fuerza de resistencia en función de la fuerza modificada, que es equivalente a la fuerza de tracción máxima, y la fuerza de adhesión en función de la velocidad, como se muestra en la Figura. 2.

Se puede deducir a partir de la gráfica que a poca velocidad la fuerza tractora está limitada por la adhesión y no por la potencia [12]. Además, la velocidad máxima a la que puede circular el tren cargado en pendiente cero se da cuando la fuerza de tracción se iguala con la resistencia a la rodadura a 2255,6 Tn; por lo tanto, en modo eléctrico puro puede desarrollar una velocidad máxima de 111,2 km/h aproximadamente, y en modo diésel - eléctrico de 93,1 km/h, lo que permite concluir que este último es el respaldo adecuado para garantizar la operación del tren cuando se presenten interrupciones del servicio de energía o para la electrificación por tramos. A pesar de que la velocidad obtenida para un tren con una sola locomotora en cada modo de operación es buena, la velocidad a la que se requiere transitar bajo condiciones normales debe ser de 120 km/h para evitar retrasos en los despachos de mercancías y no afectar la frecuencia de operación del sistema férreo en conjunto. Es por esta razón que se deben acoplar más locomotoras con el fin aumentar la fuerza de tracción y la potencia equivalente. Adicionalmente, es importante considerar la fuerza de resistencia por pendiente longitudinal. Lo que respecta a la resistencia por curvatura, no se tienen en cuenta para los estudios del presente trabajo y hacen parte de la ingeniería de detalle.


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VII. RESISTENCIA POR PENDIENTE LONGITUDINAL La resistencia por pendiente longitudinal depende de la masa del tren y la pendiente, como se expresa en la Ecuación (5) en (N/t), por lo tanto, a mayor pendiente positiva (ascenso) se requiere más potencia en los motores de tracción para vencer dicha resistencia y de este modo evitar la disminución de la velocidad; sin embargo, cuando la pendiente es negativa (descenso), deja de ser una fuerza opositora al movimiento para convertirse en una fuerza favorable al esfuerzo de los motores de tracción. Es allí donde se puede almacenar o entregar la energía sobrante (frenado regenerativo), para el posterior arranque o ascenso de ese mismo u otro tren. ≈ 1000[

] × 9.8 [ 2 ] ×

100

(5)

% ≈ 98 ×

Donde es el porcentaje de pendiente de la vía. Finalmente, se puede evaluar la fuerza sobrante del tren en función de la velocidad de acuerdo a la Ecuación (6), expresada en (N). ( )=

( )× − {( ( ) + ( ) ) × + ( ( ) + ( )) × ×( − 1) + ( ( ) + × }

( ))

×

(6)

( ), ( ) y ( ) es la resistencia por Donde pendiente longitudinal de la locomotora líder, remolques, y vagones en (N/t) respectivamente y es la cantidad total de locomotoras suponiendo que son de la misma referencia. Cuando el resultado es positivo, significa que se tiene fuerza disponible para acelerar el tren y la máxima velocidad se obtiene cuando la fuerza sobrante es igual a cero.

Para el caso donde se tienen cuatro locomotoras sometidas a una pendiente del 2%, se puede desarrollar una velocidad máxima de 91,3315 km/h con una potencia en el riel de 16 MW en modo eléctrica y 64,66177 km/h con una potencia en el riel de 10,74 MW en modo diésel – eléctrica, que equivale a la potencia máxima sumada que puede entregar el arreglo de locomotoras, discriminado para cada modo de operación; sin embargo, se debe tener en cuenta que este tren tiene una distancia total de más de 715 m, lo que podría significar que no todas las locomotoras estén expuestas a esta pendiente y por consiguiente se presente una redistribución de esfuerzos. No obstante, a pesar de obtener buenos resultados, estos se pueden ver afectados si se tiene en cuenta la resistencia por curvatura. Partiendo del hecho de que esas mismas cuatro locomotoras puedan cumplir con las condiciones más exigentes del caso del estudio (velocidad de 120 km/h en pendientes del 2%), requieren 22,53 MW totales en el riel. Es por esto que, asumiendo una eficiencia de la locomotora del 87% en modo eléctrica, y un FP de 0,9, la potencia suministrada en el pantógrafo es de alrededor de 28,8 MVA.

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Pero si adicionalmente hay un tren viajando en sentido contrario con pendiente negativa máxima del -2% (regenerando mínimo el 20% de energía para países montañosos) [17], la potencia mínima que puede estar entregando a la red es aproximadamente 2,3 MW, la cual puede ser de ayuda para el tren que está en ascenso. VIII. FRECUENCIA DE DESPACHO La flota completa de trenes se puede determinar a partir de la carga anual máxima requerida y la duración del viaje a la velocidad deseada, que tomando como referencia la tesis de Roldán [2], se estima que la duración de parada en cada estación es, en las terminales (Envigado y Arboletes) de 2 h, las multimodales (Caucasia y Montería Sur) de 1,5 h, y las intermedias (Bello, Barbosa, Amalfi, El Pato y Planeta Rica) de 0,5 h. Por lo tanto, se obtiene una duración de viaje de 13 h, 11 min por trayecto y 22 h, 22 min en total para ambos trayectos, i.e., Envigado – Arboletes – Envigado. Luego, sabiendo que el tren está cargado a su máxima capacidad en el trayecto Arboletes – Envigado, definido por las importaciones (4000000 Tn/año); las cuales son mayores en comparación con las exportaciones, se obtiene que la flota debe movilizar un máximo por trayecto de 10958,9 Tn/día, lo que equivale a decir que se deben despachar 8 tren/día para una carga pagada de 1525 Tn/tren repartida en cincuenta vagones como se determinó anteriormente. Finalmente, la frecuencia está determinada por la relación entre la duración de viaje por trayecto y la cantidad de trenes que se deben despachar por día, dando como resultado 1.83 h/tren, donde cada tren hace el trayecto Envigado – Arboletes –Envigado por día, para tener una holgura en los tiempos que el tren se demora en alcanzar la velocidad máxima y las pérdidas de velocidad que se presentan en los ascensos y las curvas. IX. UBICACIÓN DE LAS SET Y AT La ubicación de las SET se hace teniendo en cuenta la distancia mínima a las posibles fuentes de conexión, coincidencia con las estaciones de parada, las recomendaciones de diferentes experiencias y autores [5], [10], [8], [9], pero limitadas preferiblemente a 60 km, con el objetivo de distribuir tres autotransformadores AT, sin exceder las distancias máximas recomendadas para éstos. Es importante aclarar que la cantidad de AT puede aumentar si se considera mayor separación entre las SET, por lo tanto, en el apartado XI se determina si estas distancias son adecuadas una vez conocidas caídas de tensión, sin embargo, la ubicación y cantidad óptima de SET y AT no se tiene en cuenta para el alcance del presente estudio, que podría implicar, además, correcciones en la potencia disponible para las locomotoras, velocidad de operación y parámetros de la catenaria.

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Cada SET alimenta un tramo de catenaria denominado sector. Esta a su vez, por tener dos transformadores de potencia, se divide en subsectores alimentados de manera independiente por cada transformador bajo condiciones normales. La ubicación de los AT se hace conservando una distancia igual entre ellos para SET subsecuentes. Están compuestos por un autotransformador medio (ATM) ubicado en el punto medio entre las SET con dos AT, uno por cada subsector. Cada ATM tiene gabinete de control, ya sea para realizar maniobras por contingencia N-1, N-2, por falla o por mantenimiento de alguno de los AT. Adicionalmente, por dos Autotransformadores Intermedios (ATI) ubicadas cada uno aproximadamente en medio de la SET y la ATM, se cuenta con gabinete para aislar el ATI ante falla o mantenimiento del AT [9]. Como se puede observar en la Tabla I, en las estaciones terminales de Arboletes y Envigado no se considera instalar SET debido a que se estaría subutilizando un sector, pues se puede aprovechar la regulación de tensión que provee la fuente subsecuente, aunque normalmente en este tipo de estaciones sí se instala ATI. Para el caso de los últimos 45 km, i.e., entre la SET Montería Sur y ET Arboletes, hay tres ATI subsecuentes sin ATM por la falta de SET, optando por esta condición debido a la falta de fuentes de alimentación cercanas y a que el tramo es mayormente plano, lo que podría disminuir las potencias requeridas y por ende las caídas de tensión en la cola del circuito. Obsérvese que las SET1 Bello, SET5 El Pato, SET6 Caucasia, SET7 Planeta Rica coinciden con una estación de parada, lo que favorece los arranques sin caídas de tensión ni pérdidas en la catenaria. Para las estaciones de Barbosa, Amalfi y Montería Sur (que se podría cambiar de ubicación para coincidir con la SET 8 Montería Sur), y con excepción de las terminales, no fue posible hacer que coincidieran con alguna SET manteniendo los criterios de ubicación empleados para este caso, no obstante, coinciden con algún AT.

TABLA I Ubicación de las SET, ATI y ATM para la ruta Sanín – Poveda. Nombre

Distancia entre SET (km)

Distancia entre ATI (km)

Estaciones de parada

ATI1 Envigado

0

ET Envigado

ATI2 Universidad

10

SET1 Bello

20

EI con taller y patio Bello

ATI3 Girardota

14

Grupo Barbosa

13

AT M 4

ATI5 Pradera SET2 Porcecito

13 49

ATI6 Hojas Anchas

11

Grupo ATM7 La Leona

10

ATI8 Guacabe

10

SET3 Porce II

41

ATI9 Malabrigo

13

G r u p o AT M 1 0 Amalfi

13

ATI11 Altamira SET4 Madreseca

13

11

Grupo ATM13 El bosque

11

ATI14 Buenos aires

11 45

EI el Pato

ATI15 Bellavista

15

G r u p o AT M 1 6 Cacerí

15

ATI17 Guarumo

15

SET6 Caucasia

60

EIM Caucasia

ATI18 La Apartada

16

G r u p o AT M 1 9 Buenavista

16

ATI20 Plaza Bonita

16

SET7 Planeta Rica

65

EI Planeta Rica

ATI21 El Higuito

16

Grupo ATM22 El pozón

15

AT I 2 3 M o n t e r í a Sur

15

SET8 Montería Sur

EI Amalfi (134.5km)

54

ATI12 Galilea

SET5 El Pato

EI Barbosa (47.6km)

EIM Montería Sur

61

ATI24 El Tambo

15

ATI25 Norina

15

ATI26 Arboletes

15

ET Arboletes


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Se puede determinar que bajo condiciones de operación normal sólo hay dos trenes alimentados por un mismo transformador de tracción o subsector asociado a éste. Por lo tanto, teniendo en cuenta las condiciones analizadas en el apartado VII, se seleccionan transformadores de tracción de 30 MVA. Si se tuviera en cuenta la condición más crítica, la sobrecarga de dicho transformador sería de aproximadamente del 130%, que de acuerdo con la norma EN50329 [18], para líneas férreas principales puede durar máximo 2h. Las características de los transformadores de tracción tienen una impedancia de cortocircuito entre fases y neutro de 15% y entre fases de 5% con nivel de corto circuito del 12 kA mientras que los AT tienen una impedancia de cortocircuito del 5% y un nivel de corto circuito de 2,5 kA. de acuerdo a Pilo [19, p. 133], las pérdidas en vacío (hierro) del 1% y con carga (cobre) del 2% para una eficiencia del 97%. Para la selección de la potencia del AT, se debe tener en cuenta que por sus devanados circula como máximo la mitad de la corriente requerida por el tren (i.e., en el momento en que la impedancia de la catenaria es despreciable y no hay aporte de corriente al AT subsecuente), que para el caso de estudio es 10,2 MVA. Por lo tanto, se seleccionan AT de 10 MVA teniendo en cuenta que estos también deben cumplir con las sobrecargas permitidas por la norma mencionada anteriormente. X. SELECCIÓN DE LA CATENARIA Para determinar el calibre del conductor, se parte de la corriente nominal que fluye del secundario del transformador de tracción a la catenaria en una condición de pendiente y carga frecuente, sin considerar frenado regenerativo. Por ejemplo, cuando hay dos trenes que viajan en sentido contrario que están alimentados de un mismo subsector y no coinciden con una estación de parada. Se considera entonces un tren en ascenso en sentido Arboletes – Envigado sobre una pendiente del 2%, cargado en su totalidad (1525 Tn pagadas), requiere una potencia en el pantógrafo de 20.43 MVA como máximo, limitado por potencia total de las locomotoras que pueden alcanzar una velocidad de 91.33 km/h, y el segundo tren transitando en terreno plano en sentido Envigado – Arboletes con una carga pagada de 953.125 Tn (correspondiente a las 2500000 Tn/año de exportaciones), equivalente a treinta y dos vagones cargados totalmente, y dieciocho descargados,

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requiere una potencia en el pantógrafo de 4.66 MVA, para un total de 25.09 MVA, lo que equivale a una demanda de corriente de 1000 A aproximadamente, que se distribuye en la catenaria dependiendo de la posición de cada tren, sin considerar las pérdidas. Es importante aclarar que, aunque hay condiciones más severas, éstas no son de régimen permanente y será la simulación la que permita determinar la duración de las sobrecargas que puedan presentarse en el cable, las pérdidas de potencia por efecto Joule y las caídas de tensión en determinada posición. Como caso práctico, se considera una alternativa del repositorio de catenaria obtenido por Pilo, Rouco, & Fernández [20], usando el procedimiento para optimización multi-criterio descrito en Pilo et al. [21], como se muestra en la Tabla II. TABLA II Conductores empleados para el caso de estudio. [20] Catenaria

Caso 1 (C5)

Capacidad a 80 °C (A)

Resistencia a 20 °c ( /km)

Hilo de contacto

AC 150

540

0.12

Sustentador

Cu-ETP 95

380

0.193

Feeder positivo

-

-

-

Feeder negativo

LA-110

330

0.3066

Cable de retorno

LA-110

330

0.3066

Péndolas

Bz-16

100

-

Riel

-

-

0.0339

La electrificación parcial contempla usar catenaria a lo largo de todos los centros urbanos, donde es importante tener cero emisiones, en los de alta pendiente, donde se requiere mayor esfuerzo tractor, y en cada una de las paradas intermedias no electrificadas (10 km), de manera que la energía de los arranques las aporte el sistema eléctrico y no el motor diésel. XI. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE TRACCIÓN En este aparte se hacen algunos comentarios respecto a los resultados arrojados por la simulación realizada en OpenTrack., que simula el control de la operación en curso y la dinámica de manejo, y el OpenPowerNet que se compone de dos módulos: el OpenPowerNet PSC, que simula los voltajes en la red eléctrica con respecto al consumo de corriente y la posición de la ruta, y el módulo de simulación de motor OpenPowerNet ATM que simula la corriente requerida y el esfuerzo logrado con respecto al voltaje de línea disponible en la posición de la ruta y DIgSILENT para determinar las fluctuaciones de voltajes ocasionadas en la red trifásica, desbalances y flicker, que se comparan con los estándares internacionales más relevantes de la CPE. El trazado se considera en línea recta, i.e., no se tiene en cuenta las curvas.

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A. Simulación en OpenTrack y OpenPowerNet A continuación, se hacen algunos comentarios respecto a los resultados arrojados por la simulación de dos escenarios distintos. 1. Escenario con un solo tren: El tren cubre el trayecto Arboletes – Envigado, donde el consumo de energía es mayor debido a que está en ascenso. En la Figura 3 y Figura 4 se observa el comportamiento de la velocidad y potencia requerida por el tren a lo largo del recorrido respectivamente. Fig. 3. Velocidad en función de la distancia

Fig. 4. Potencia en función de la distancia

Es interesante anotar que, en el caso que se opte electrificar por partes (por costos de inversión inicial), se recomienda iniciar el proyecto instalando SET en las estaciones de parada excepto las finales, y se instale una catenaria de mínimo 5 km en ambos lados de la SET con el objetivo de que el tren alcance la velocidad máxima considerando pendiente menor o igual a cero y aceleración de 0.11 m/s2, optimizando la operación en modo diésel – eléctrico sin sobreesfuerzos de los motores diésel. 2. Escenario con dos trenes: En este caso se consideran dos trenes iniciando operación desde las estaciones terminales, i.e., uno arranca desde la estación Arboletes y el otro desde la estación Envigado. Esta condición es importante porque permite verificar la potencia máxima en un punto determinado donde ambos trenes están alimentados de un mismo subsector como insumo para simular los desbalances que las SET pueden ocasionar en las SE de alimentación y el SIN, la duración de las sobrecargas durante el recorrido, y el fenómeno de flicker. En la Tabla III se observa la potencia instantánea máxima requerida por cada SET de acuerdo a los resultados de la simulación. TABLA III Potencia instantánea máxima por cada SET

De acuerdo con los resultados, se puede concluir que la velocidad se mantiene en 120 km/h durante la mayor parte del trayecto, excepto en un tramo entre las estaciones de El Pato y Amalfi donde llega aproximadamente a 95 km/h, lo cual no está muy alejado de los resultados obtenidos analíticamente para una pendiente del 2%. Este mismo fenómeno se presenta entre las estaciones de Amalfi y Barbosa, donde la velocidad llega a descender a los 100km/h. A pesar de esto, se considera que estas condiciones no afectan la operación normal del tren para cumplir con las metas proyectadas, correspondientes a la carga que deben movilizar por día.

P (MW)

Q (MVAr)

S (MVA)

SET1 Bello

15,59

2,53

15,79

SET2 Porcecito

12,02

1,07

12,07

SET3 Porce II

11,95

1,16

12,00

SET4 Madreseca

12,24

1,05

12,29

SET5 El Pato

23,89

1,80

23,96

SET6 Caucasia

13,18

1,05

13,22

SET7 Planeta Rica

13,57

1,20

13,62

SET8 Montería Sur

17,70

5,65

18,58


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La SET El Pato es la que más carga registra durante toda la simulación, debido a que se encuentra en la mitad del trayecto y a que en este punto la misma SET alimenta dos trenes. Sumado a esto, las pendientes empiezan a aumentar en dirección a Envigado. Lo más interesante es que ninguna SET presenta sobrecarga, aunque sería necesario hacer una simulación del tráfico ferroviario completo para determinar la duración de las sobrecargas que se podrían presentar de acuerdo con los casos calculados analíticamente. Luego, sería necesario observar el comportamiento en particular de las potencias instantáneas en las SET Madreseca y Porce II, donde los trenes están sometidos a pendientes de hasta del 2% en gran parte del trayecto (km 90 + 000 hasta el km 186 + 000). Por otro en la Figura 5 se observa el comportamiento del voltaje respecto a la posición del pantógrafo en el trayecto, y se delimitan los subsectores en cada SET con sus respectivos AT. Fig. 5: Voltaje en el pantógrafo respecto a la posición

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donde se presentan mayores pendientes. Entre las SET6 y 8 se considera una potencia instantánea de 25,09 MVA, equivalente a 22585 MW y 10,936 MVAr, correspondiente al tramo donde las pendientes son pequeñas y cercanas a cero. En la SET 5 se tiene en cuenta el resultado de la simulación de la Tabla III. Las SE candidatas para alimentar las SET se seleccionaron de acuerdo con su ubicación usando Google Earth como se observa en la Figura 6. Se emplea el ModeloElectricoMP_04-2017_Agentes que tiene modelado el SIN a mediano plazo para el trimestre 4 del 2017, mediante la ruta de la Compañía Expertos en Mercados S.A. E.S.P. (XM): Planeación Planeación a mediano plazo - Informe de planeamiento operativo eléctrico del mediano plazo IPOEMP. El caso de estudio se divide en dos escenarios para cada periodo: de acuerdo con la topología (Study Case) y condiciones operativas (Operation Scenario), referente a las demandas, aperturas, cierres, cambiadores de tomas de los transformadores y despacho de generación. En ambos escenarios se emplea el periodo 20 (i.e., 19:00 a 19:59) donde se tiene la punta dos de demanda nacional, siendo la condición más crítica. Es importante aclarar que no se selecciona el modelo a lago plazo debido a la incertidumbre que se tiene en el crecimiento de la demanda. El método de cálculo empleado para el flujo de carga es el AC Load Flow, unbalanced, 3-phase (ABC). Cada SET se compone de dos transformadores de tracción con los parámetros del aparte IX. El grupo vector está configurado por el lado de alta en estrella (Y) single phase y, en lado de baja en estrella neutro (YN) dual/bi conectado a una barra de 55 kVLL y 27.5 kVLN nominal, con tecnología de fase “bifásica” neutro (BI-N), el cual se aterriza.

En este caso no se sobrepasan los límites mínimos y máximos permanentes permitidos por los estándares de la IEC 60850 o EN 50163. El voltaje mínimo es de 22,898 kV, el cual se presentó en la estación Arboletes, que corresponde a la posición más alejada de una SET (aproximadamente a 47 km), teniendo en cuenta que es una zona de pendientes muy pequeñas. El voltaje máximo es de 27,438 kV, en un punto muy cercano a la SET Bello (aproximadamente al km 20 + 487). Por lo tanto, en términos de regulación de tensión se puede inferir que la selección de la catenaria fue adecuada sin caídas de tensión considerables (no se incluyó el feeder positivo). B. Simulación en DIgSILENT Entre las SET1 y 4 se considera una potencia instantánea de 32,95 MVA, equivalente a 29,655 MW y 14,363 MVAr, debido a que es el tramo de la ruta

Fig. 6: Ubicación de las posibles SEs para alimentar las SET

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En la figura anterior se identifican la ruta en verde, las LTs en color rojo y amarillo para Nivel 4 o STN respectivamente, la ubicación de las SEs y SETs se identifican con una marca de posición “S” roja y “tren” azul respectivamente. En la Tabla IV se muestran los resultados de los desbalances obtenidos, con las respectivas fuentes opcionales que deben cumplir con ciertas condiciones, como garantizar la rotación de las fases a las cuales se conectan los transformadores de tracción en el lado de alta, para que el desbalance mediante factor de secuencia negativa sea menor al 2%, de acuerdo a los estándares de la IEC 61000-2-12 [22, p. 25] y la EN 50160 [23]. No obstante, la SET2 Porcecito, SET7 Planeta Rica y SET8 Montería Sur, no cumplen y sería necesario evaluar otras acciones remediales entre las cuales se puede considerar los Compensadores Estáticos de Potencia Reactiva (SVC, por sus siglas en inglés), aclarando que estas fuentes no son robustas y ya tienen un desbalance inherente a la conexión de las SET. Adicionalmente, se indica la relación entre la variación de la potencia aparente (ΔS), considerando las máximas instantáneas de cada SET y las potencias de cortocircuito en la barra (SSC) de cada fuente, que se simula en DIgSILENT mediante el método de la IEC 60909 [24] para una falla monofásica franca a tierra con tiempo de aclaración de 1 s. TABLA IV Distancias de las LTs, Desbalances y variaciones de potencia por SET de acuerdo a las fuentes Fuente

Distancia Desbalance F u e n t e (km) e (%) opcional

S/Ssc (%)

S E T 1 Bello

Bello 110kV

0.15

1.45

1,99

S E T 2 Porcecito

Barbosa 110kV

19.6

2.29

3,59

S E T 3 Porce II

El Salto 110kV

9.1

1.65

1,86

S E T 4 Madreseca

Porce II 220kV

43.6

Menor al 2

1,29

SET5 El Pato

Porce II 220kV

79.3

1.22

0,94

79.4

Menor al 2

Cerromatos o 110kV

2,06

S E T 6 Caucasia

Caucasia 110kV

2.65

0.91

9,65

S E T 7 Planeta Rica

Montería 220kV

51.7

2.08

4,88

51.7

Mayor del 3%

S E T 8 Montería Sur

Montería 220kV

30.2

2.08

30.2

Mayor del 3%

N u e v a Monteria 110kV

6,06

4,88 Montería 110kV

6,47

Empleando el método analítico mediante las variaciones máximas por minuto de acuerdo con con el estándar de la IEC 61000 3-7 [25, p. 22], se deduce que en ningún caso se puede presentar más de diez variaciones relativas de potencia por minuto, sin embargo, no es concluyente en cuanto a la cantidad máxima para cada caso. Otro aspecto importante es que la variación de potencia no es instantánea y está definida por la corriente de arranque del grupo de locomotoras, además en cualquier caso sólo se podría presentar el arranque de dos trenes en un mismo instante cuando se encuentren parqueados en estaciones diferentes alimentadas de una misma SET y que suceda durante un minuto. XII. ANÁLISIS FINANCIERO Los costos de inversión están enfocados en comparar tres posibles escenarios, partiendo del hecho que toda la infraestructura ferroviaria ya se encuentra finalizada y lista para entrar en explotación comercial, incluso en los casos donde se emplean locomotoras duales y eléctricas puras, i.e, donde la ruta se encuentra parcialmente o totalmente electrificada. Los escenarios a analizar emplean las siguientes locomotoras: - Locomotoras diésel – eléctricas de referencia MP40PH-3C, compuestas por un motor EMD 710G3B-EFI-T2 de 16 cilindros y 4000 HP que desarrolla una velocidad máxima de 150 km/h [26, p. 50]. La potencia en la rueda puede estar alrededor de los 3400 HP, asumiendo un 85% de eficiencia [12]. - Locomotoras duales ALP 45DP de 3600 HP en modo diésel y 5360 HP en modo eléctrico, para ambos casos especificado en la rueda. Locomotora eléctrica pura ALP 46 de 5600 kW, que puede desarrollar una velocidad máxima de 150 km/h. A. Información Financiera En este trabajo se evalúan los costos para el escenario con locomotora eléctrica pura, que requiere en principio que toda la ruta esté electrificada, y para el escenario con locomotora dual, en la cual se considera la electrificación parcial entre las estaciones intermedias Amalfi, El Pato, Planeta Rica y la intermedia multimodal Caucasia, con catenaria a 5 km en ambos lados empleando las ecuaciones del MUA, correspondiente a la distancia que necesitaría el tren idealmente para alcanzar la velocidad deseada de 120 km/h en terreno plano a una aceleración constante de 0,11 m/s2.


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Para el caso de las estaciones terminales de Envigado e intermedia de Barbosa, éstas se alimentan mediante catenaria desde la SET que se propone instalar en la EI con taller y Patio de Bello, con el fin de aprovechar la distancia que hay entre estas y la regulación de tensión, que no justificaría la instalación de una SET adicional en principio. Finalmente, un caso similar ocurre entre la EIM Montería Sur y la ET Arboletes, que sugiere ubicar una SET en un punto donde sea equilibrada la distancia de las catenarias para ambos lados. En la Tabla V se expone la propuesta de ubicación de las SET con sus respectivos ATI (si los requiere). TABLA V Ubicación de las SET y ATI la ruta Sanín – Poveda parcialmente electrificada Nombre

Distancia (km)

Distancia entre ATI (km)

Estaciones de parada

ATI1 Envigado

0

0

ET Envigado

ATI2 Universidad

10

10

SET1 Bello

20

ATI3 Girardota

34

14

ATI4 Barbosa

47

13

ATI5 La Herradura

52

5

ATI6 Malabrigo

131

5

SET2 Amalfi

136

ATI7 Altamira

141

5

ATI8 Buenos aires

204

5

SET3 El Pato

209

ATI9 Bellavista

214

5

ATI10 Guarumo

264

5

SET4 Caucasia

269

ATI11 La Apartada

274

5

ATI12 Plaza Bonita

329

5

SET75Planeta Rica

334

ATI13 El Higuito

339

5

ATI14 El pozón

375

5

ATI15 Montería Sur

380

15

ATI16 Leticia

395

15

SET6 El Tambo

410

ATI17 Norina

425

15

ATI18 Arboletes

440

15

EI con taller y patio Bello

EI Barbosa (47,6km)

EI Amalfi (134,5km)

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De acuerdo con la tabla anterior, solamente se requieren seis SET, compuestas cada una por un transformador de tracción, debido a que el tramo de catenaria a alimentar es muy corto, lo que implicaría sobrecostos innecesarios en los primeros años de operación. Adicionalmente, en caso de contingencia N-1, se tendría respaldo de la locomotora en modo diésel – eléctrico, y para una contingencia N-2, no aplicaría este esquema por la separación eléctrica entre SET adyacentes. Los ATI necesarios son dieciocho sin grupo de ATM. La distancia de la catenaria en vía sencilla es de 147 km, que adicionando 9 km electrificados para del cambiador de vías en las estaciones de parada, resulta un gran total de 156 km. De este modo, considerando la misma situación para la ruta totalmente electrificada, se obtiene un total de 451 km de catenaria. Los costos del sistema eléctrico total y parcialmente electrificado se estiman con base en los estudios presupuestales realizados por Llavina [27, pp. 75–82]. En este caso se estiman los costos por unidad de los transformadores de tracción y AT con un 25% adicional para los demás equipos que conforman la SET (transformador de potencial, de corriente, pararrayos, celdas encapsuladas de 55 kV, seccionadores, aisladores, barras), el costo de la catenaria por kilómetro de acuerdo a Keen y Phillpotts [28, p. 5], y el costo de las LT de acuerdo con las resoluciones CREG 026 de 1999 [29] y 097 de 2008 [30]. B. Flujo de caja inversionista

EI el Pato

EIM Caucasia

EI Planeta Rica

EIM Montería Sur

ET Arboletes

El flujo de caja libre se presenta en la Figura 7 para los tres casos evaluados en los veinte períodos. De allí se puede deducir que a pesar de que en el primero año se requieren mayores inversiones en la locomotora eléctrica pura, seguida por la dual y la diésel – eléctrica, esta inversión se ve retribuida a partir del segundo año, con una diferencia cada vez más marcada conforme avanzan los periodos. Por lo tanto, la locomotora eléctrica sería de gran interés desde el punto de vista económico, aparte de los otros beneficios comentados durante el desarrollo del estudio técnico. Sin embargo, el flujo de caja libre no es por si solo determinante para determinar el interés o rentabilidad del proyecto, por lo que requiere evaluarse mediante otros indicadores como el Valor Presente Neto (VPN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). No obstante, este último no se tiene en cuenta debido a que, al no contemplar las inversiones anteriores al año de entrada en explotación comercial, se obtienen unos porcentajes muy altos.

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Fig. 7: Flujo de caja libre del proyecto

El VPN permite conocer el valor monetario del proyecto al día de hoy. Debido a que la Tasa Interna de Retorno (TIR) no se puede evaluar para este caso, no se tendría referencia para comparar con la tasa de descuento o una tasa mínima aceptable por el inversionista. Aunque es un tema de mucha discusión y cuyo valor puede variar considerablemente, el resultado del VPN, incluso a tal punto de utilizar tasas menores o iguales al 12%, hace más rentable la locomotora dual y la eléctrica pura en comparación con la diésel eléctrica, pero a tasas mayores o iguales al 16%, hace más rentable la locomotora diésel – eléctrica. Por lo tanto, y para ser conservativos, se asume una tasa de descuento igual al 10%, que es mayor a la tasa de interés e indica que es favorable para el proyecto. En la Tabla VI se expone el VPN para cada uno de los casos donde la locomotora eléctrica es la que mayor margen de rentabilidad presenta y es la opción más atractiva para los inversionistas, con una diferencia de COP 442.630 millones y COP 396.086 millones respecto a la locomotora diésel – eléctrica y dual respectivamente. Por consiguiente, esta última se ubica como la segunda mejor alternativa. TABLA VI VPN para cada caso Casos

VPN (Miles de millones de COP)

Locomotoras MP40PH-3C

$4,503

Locomotoras ALP 45 DP

$4,549

Locomotoras ALP 46A

$4,945

XIII. CONCLUSIONES El empleo de alimentación mediante sistemas en AC a la frecuencia industrial y en HV ha permitido cubrir rutas ferroviarias de gran longitud. En particular, el sistema 2x25 kV AC presenta grandes ventajas con respecto a las otras tecnologías por la disminución de

las pérdidas por efecto Joule, las menores caídas de tensión, la reducción de corrientes parásitas en comparación con los sistemas de CC, menores distorsiones armónicas y EMI. Permite la conexión directa a las redes de HV o Extra Alta Tensión (EHV, por sus siglas en inglés) sin necesidad de redes de distribución internas a frecuencias particulares (16.7 Hz o 25 Hz) [31], además, un mayor distancia entre SET. Así mismo, las locomotoras que funcionan mediante el esquema AC-DC-AC para el control de los motores de tracción en CA tienen mayor eficiencia. La viabilidad financiera de la ruta Sanín-Poveda con locomotoras duales o eléctrica pura sería muy atractivas para cualquier inversionista, teniendo en cuenta que el precio del diésel es muy volátil y costoso en comparación con la energía eléctrica, para la cual, además, se podría pactar con el operador de red un precio mucho menor que el del mercado regulado. Incluso, la energía por kilómetro necesaria para el transporte de mercancías de una locomotora diésel eléctrica es más del doble, como se demostró en el estudio económico, debido a su eficiencia reducida, lo que se traduce en disminución de la aceleración y velocidades más limitadas por las pendientes. Adicionalmente, se pudo evidenciar que los mantenimientos tienen un peso importante al momento de evaluar los tres tipos de locomotoras, donde la eléctrica pura vuelve a imponerse con menores costos asociados a este ítem. La inversión inicial asociada a la electrificación parcial de la ruta Sanín – Poveda, correspondiente a un 34% del trayecto distribuido entre las estaciones de parada y en las áreas urbanas, representa un 47% de la inversión inicial con respecto a la electrificación completa. Esta electrificación parcial se propone para lograr aceleraciones mucho mayores con pérdidas menores, ahorrar combustible, y evitar impactos en la calidad del aire en zonas urbanas. Por lo tanto, bajo este escenario, el operador ferroviario podría empezar operaciones con el esquema de locomotoras duales, e ir amortizando las inversiones posteriores para completar la electrificación de la ruta con los mismos ingresos asociados a la operación de este sistema. Sin embargo, se requiere hacer una evaluación más precisa del proyecto considerando la posibilidad de ir electrificando gradualmente conforme aumenten los ingresos del proyecto luego de entrar en explotación comercial, y considerando además los gastos en mano de obra e imprevistos, de modo que al terminarla se podría migrar a las locomotoras eléctricas puras que tienen un mejor desempeño, menor costo de la energía, y gastos menores asociados al mantenimiento.


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A futuro, las locomotoras duales diésel-eléctricascatenaria podrían migrar a batería-catenaria, utilizando el sistema moderno de carga dinámica que utilizan los trolebuses modernos, en el que una batería de tamaño razonable mantiene el tren operando en los tramos de bajo consumo energético, mientras que la catenaria le permite arranques eficientes, mejor esfuerzo tractor en pendiente, posibilidad de intercambios de energía con otros trenes vía frenado regenerativo, y recarga de las baterías en movimiento.

[10] J. Delcan Arup, LTK Engineering services, y Lura Consulting, “Power supply and distribution systems technology assessment for metrolinx go system electrification”, Metrolinx, Toronto, Canada, Monografía Electrification study, sep. 2010.

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23] CENELEC, “EN 50160 - Voltage characteristics of electricity supplied by public electricity networks”, jul. 2010. [24] IEC, IEC 60909 Short-circuit currents in three-phase a.c. systems - Part 0: Calculation of currents, First edition. Geneva, Switzerland: IEC, 2001. [25] IEC y Transmission and Distribution Committee, IEC/TR 61000-3-7 Electromagnetic compatibility (EMC) : limits - Assessment of emission limits for the connection of fluctuating installations to MV, HV and EHV power systems, 2.0. Geneva, Switzerland: IEC, 2008. [26] Hatch Mott MacDonald, “GO Transit Lakeshore Corridor Electrification Update of 2001 Addendum to 1992 Study”, Hatch Mott MacDonald, 111 Wood Avenue South, Iselin, New Jersey, Final Report, abr. 2008. [27] J. Llavina Juan, “Diseño de las subestaciones eléctricas de tracción y centros de autotransformación asociados de una línea ferroviaria de alta velocidad”, 2010. [28] P. Keen y R. Phillpotts, “Low Cost Electrification for Branch Lines”, Department for Transport, DeltaRail Group Limited, Derby, United Kingdom, DeltaRailES2010003 1, jul. 2010. [29]

CREG, “Resolución No. 026”. 21-jun-1999.

[30]

CREG, “Resolución No. 097”. 26-sep-2008.

[31] Q. Li, “Industrial frequency single-phase AC traction power supply system for urban rail transit and its key technologies”, Journal of Modern Transportation, vol. 24, no 2, pp. 103–113, jun. 2016. XV. AGRADECIMIENTOS Los autores agradecen al Metro de Medellín por su apoyo facilitando el uso, para fines académicos y de esta investigación, del programa OpenTrack-OpenPowerNet. Al ingeniero Gabriel Poveda Ramos por incentivar y promover el desarrollo ferroviario, y específicamente, por insistir en esta ruta ferroviaria viable, conveniente y pronto necesaria. A todos los miembros de la comisión de Ferrocarriles de la SAI por el apoyo en este trabajo.

XVI. RESEÑA AUTOR(ES) Daniel Longas Sánchez. Ingeniero Electricista, Universidad Pontificia Bolivariana (UPB), Magister en Ingeniería de la UPB, actualmente trabaja con el grupo de Investigación en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica. longas.daniel@gmail.com Andrés Emiro Díez Restrepo. Ingeniero Electricista UPB, Doctor en ingeniería, docente titular de la UPB, grupo de Investigación en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica. Andres.diez@upb.edu.co Daniel Alberto Arroyave Molina. Ingeniero Electrónico UPB, docente cátedra de la UPB, grupo de Investigación en Transmisión y Distribución de Energía. Armando Bohórquez Cortázar. Ingeniero Electricista UPB, Magíster en ingeniería, docente titular de la UPB, grupo de Investigación en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica.


Academia


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Estudio de Viabilidad para la Implementación de un Sistema Eólico en el Municipio de Hobo - Huila

AUTORES: Victor Andrés Perdomo Rivas Alejandro Garcés Ruiz Universidad Tecnológica de Pereira

Resumen — En este artículo se muestra un análisis sobre el potencial eólico en la zona de Hobo-Huila en diferentes meses del año para evaluar si es viable interconectar a la red una turbina eólica en las instalaciones de una piscifactoría de la región, la cual ha tenido un consumo de energía exponencial en los últimos meses. Para ello se llevaron a cabo mediciones de viento en un tiempo de muestreo de 15 minutos desde el mes de febrero de 2017 hasta el mes de enero de 2018, dichos datos se recolectaron, se organizaron y se realizó un tratamiento estadístico por medio de la herramienta de software matemática Matlab, de esta forma se pudo determinar la energía que puede generar una turbina eólica en la zona para cada mes y la energía para todo el transcurso del tiempo la cual fue de 5377,3 kWh/mes . Aunque los resultados de las mediciones, que en promedio fueron de 2 m/s, demostraron ser mucho más bajos que en otras zonas del país, el uso de turbinas eólicas de pequeña escala puede ser interesante en esta zona. Abstract — this article presents a study of the wind potential in Hobo-Huila for different months of the year in order to evaluate the feasibility to interconnect a wind turbine in the facilities of a fish farm in the region, which has had an exponential energy consumption in recent months. For this, wind measurements were carried out in a sampling time of 15 minutes from month of February 2017 to January 2018. These data were collected, organized and a statistical treatment was carried out using Matlab thus determining the power that can be generated a wind turbine in the area of each month and the energy for the entire time course that was 5377.3 kWh/month. Although wind velocities, which average was 2m/s, are not high enough, the use of wind energy is still feasible. Palabras Clave— Potencial eólico, tratamiento estadístico, Energía.

turbina

eólica,

Key Words — Wind potential, wind turbine, statistical treatment, Energy. I. INTRODUCCIÓN Con el rápido desarrollo de la economía, la demanda de energía se ha incrementado de una forma notable en el ámbito mundial [1]. Por otro lado, la necesidad de cambiar los combustibles fósiles para la generación de energía ha provocado buscar nuevas alternativas para solucionar estos problemas ya que los combustibles fósiles han provocado un impacto fuerte en el medio ambiente esto hace que haya un crecimiento notable en la implementación de generación de energía renovable no convencionales en todo el mundo [2]. Colombia al ubicarse en la zona ecuatorial y contar con climas y ecosistemas variados cuenta con un gran potencial para el desarrollo de energías limpias, hoy por hoy se están realizando proyectos en generación eólica y solar lo cuales son dos campos de gran interés en el ámbito nacional.[3] Para este artículo se pretende determinar el potencial eólico en una zona dedicada a la piscicultura situada en el municipio de Hobo-Huila, esta zona se caracteriza por tener fuertes vientos en algunas épocas del año. En este sector no se tiene ningún conocimiento con respecto a estudios realizados para el aprovechamiento de los recursos ambientales. Este estudio se realizó debido a que los habitantes de la zona indicaban que los vientos eran fuertes durante todo el año y por lo tanto una solución basada en generación eólica podría ser intensa. Sin embargo, no se contaba con información precisa que permitiera una decisión teórica. Por medio de este artículo se pretender realizar un análisis de los datos de viento recolectados en la zona, para determinar la factibilidad de la instalación de un aerogenerador en la zona de Hobo-Huila.


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II. ESTUDIO DE CASO Para el desarrollo del estudio, se desarrolló un esquema a seguir para poder determinar el potencial de energía que se puede obtener de la zona como se observa en la Fig. 1. Fig. 1. Esquema para determinar el potencial eólico en la zona.

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Para la posición de la estación meteorología se montó una estructura de acero de 15 metros y se posicionó la estación en la punta de la estructura como se muestra en las siguientes figuras. Fig. 3 y Fig. 4. Fig. 3. Montaje de la estructura

Medición de velocidad.

Recolección de datos.

Tratamiento estadístico del viento.

Potencial eólico. Para la medición de velocidad, se utilizó una estación meteorológica solar MA 3081 como se aprecia en la Fig. 2. Esta estación se configuro para recolectar datos de viento cada 15 minutos. Los datos medidos eran enviados a través de radio frecuencia inalámbrica a una consola, la cual fue ubicada a 80 metros de la estación meteorológica. Los datos se extraían cada mes para hacer su respectivo tratamiento. Fig. 2. Estación meteorología utilizada para el registro de velocidad.

Es de suma importancia la altura de la torre esto se debe a que a una altura más elevada se pueden registrar valores de viento con mayor velocidad y la estación no tendrá ninguna perturbación provocadas por obstáculos (árboles y objetos grandes).[4] Figura 4. Estación meteorológica instalada en la torre.

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Para la recolección de los datos, se descargaron las mediciones de velocidad de viento de cada mes a un ordenador, estos datos fueron anexados en Excel para llevar un control de forma ordenada. Luego de tener los datos de velocidad de viento de cada mes se anexaron en Matlab mediante un vector y se creó un código para reemplazar los valores de velocidad de 0 m/s a 0.3 m/s, la cual es la segunda velocidad más baja que arrojó la estación, esto se debe a que la herramienta de Matlab para encontrar los parámetros de la distribución de Weibull funciona con velocidades mayores a 0 m/s. III. ANÁLISIS DE RESULTADO

Fig. 5. Grafica de densidad de frecuencia de los datos y aproximación de Weibull.

Density

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Data

Mediante la herramienta “Distribution Fitter”, se anexaron los datos de velocidad de viento en la opción “Data” y se creó un nuevo ajuste (New fit) en donde se iban seleccionando las diferentes distribuciones (Normal, Rayleigh, Weibull etc.) para así poder determinar la distribución que más se aproximara al comportamiento de los datos de velocidad de viento obtenidos en la zona como se aprecia en la Fig. 5. Para este caso se selecciona la distribución de Weibull y se calcularon los parámetros de escala (A) y de forma (B) para cada mes como se observa en la Tabla I.[5][6] Tabla I. Parámetros de forma y de escala para cada mes.

Mes

A (m/s)

B

Febrero

1,5

1,3

Marzo

1,4

1,3

Abril

1,9

1,3

Mayo

1,9

1,3

Junio

2,9

1,4

Julio

3,8

1,5

Agosto

3,1

1,6

Septiembre

3,2

1,6

Octubre

2,5

1,4

Noviembre

1,5

1,4

Diciembre

1,3

1,4

Enero

1,3

1,3

Para el cálculo del potencial eólico de cada mes, primero se indagaron diferentes tipos de turbinas eólicas (eje vertical y eje horizontal). Para la selección de la turbina se tuvo en cuenta la velocidad inicial en la cual, la turbina comienza a generar y la velocidad a la que llega a su potencia nominal. Esto se debe a que los datos obtenidos de velocidad son bajos (Tabla I). Se selección el aerogenerador de minieólica E200L de la marca enair, está turbina de eje horizontal, con una potencia nominal de 10kW y un sistema trifásico de 500 V fue diseñada para cubrir las demandas energéticas de pequeñas industrias. La turbina a una velocidad de 1 m/s comienza a generar 10 W hasta llegar a su potencia nominal de 10140 W a una velocidad de 9 m/s como se aprecia en la Fig. 6. Fig. 6. Curva de Potencia contra velocidad.

Para el calculó del factor de planta de cada mes, primero se encontraron los puntos de velocidad (m/s) y de potencia (W) correspondientes de la Fig. 6 como se muestra en la Tabla II.


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Tabla II. Relación de Potencia y velocidad.

Potencia (W)

Velocidad (m/s)

0

0

10

1

80

2

500

3

1350

4

2800

5

4700

6

7000

7

9100

8

10140

9

10140

10

10140

11

10140

12

10140

13

10140

14

10140

15

10140

16

10140

17

10140

18

10140

19

10140

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Ya con los datos de la Tabla II, se reconstruyó la gráfica de la Fig. 6 mediante la herramienta de Matlab como se observa en la Fig. 7 para poder determinar la f u n c i ó n m a t e m á ti c a q u e m á s s e a s e m e j e a l comportamiento de la curva de potencia y de velocidad del aerogenerador E200L. Fig. 7. Curva de Potencia contra velocidad simulada.

Los valores de potencia de la tabla II se dividieron por la potencia nominal (10140 W) para pasar todos los valores en por unidad (up). Ya con la curva definida se procedió a encontrar la ecuación (1) de la curva de la Fig. 7 que más se asocia a los puntos de los datos de la Tabla II.

Seguidamente se graficó la ecuación (1) y se obtuvo una gráfica muy similar a la Fig. 6. Como se aprecia en la Fig. 8. Fig. 8. Curva de Potencia contra velocidad de la ecuación (1).

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Ya definida la ecuación del comportamiento de la potencia (p.u) contra velocidad de la turbina eólica E200L se procedió a encontrar el factor de planta de cada mes de la zona de estudio (2).

donde f (v) es la función del comportamiento de la turbina, w(v) es la función de densidad de Weibull, v 0 es la velocidad inicial a la cual la turbina comienza a generar potencia y v p es la velocidad en la cual la turbina llega a su potencia nominal. [7] Se sabe que la función de Weibull se representa de la siguiente manera:

Donde B es el parámetro de forma, A el parámetro de escala y v es la velocidad del viento.[4] Para encontrar el factor de planta, se resolvió la integral definida por medio de la herramienta MuPAD de Matlab. Primero se definió la función del comportamiento de la turbina

f ( x) (1) y la función de Weibull w (v ) (2) para cada mes y se obtuvieron los siguientes resultados los cuales se aprecian en la Tabla III. Tabla III. Factor de planta y Energía generada para cada mes. Mes (2017)

Factor de Planta (%)

Tiemp o (h)

Energía (kWh/mes)

Febrero

2,2

672

151,5

Marzo

1,4

744

108,3

Abril

4,2

720

310

Mayo

3,8

744

286,9

Junio

9,8

720

715,9

Julio

17,7

744

1334,2

Agosto

10,1

744

761,8

Septiembre

11,3

720

824,9

Octubre

7,6

744

573,3

Noviembre

1,7

720

127

Diciembre

1,1

744

83,9

Enero (2018)

1,3

744

99,5

Para el cálculo de la energía que puede llegar a producir la turbina en cada mes se utilizó la fórmula de factor de carga o factor de planta (4), la cual define la relación de la energía generada por un aerogenerador durante un periodo dado y la que se hubiera producido si durante ese periodo hubiese estado funcionando continuamente a potencia nominal.[8]

Donde E es la energía generada por la turbina para un periodo de tiempo, Pn es la potencia nominal de la turbina y t es el periodo de estudio. En total se recolectaron 33098 datos desde el mes de febrero del 2017 hasta el mes de enero del 2018, para este periodo de 1 año se calculó la velocidad promedio, el parámetro de forma, el de escala, el factor de planta y la energía que puede producir durante 1 año como se aprecia en la Tabla IV. Tabla IV. Datos encontrados para el periodo de 1 año.

Año

Velocidad Promedio (m/s)

A (m/s)

B

Factor de planta (%)

Energía (kWh/mes)

2

2.2

1.23

6.1

5377,3

Por medio de estos parámetros se graficó la función de Weibull para todo el periodo de estudio (año) y así poder asemejar el comportamiento de la función con la densidad de frecuencia de todos los datos como se aprecia en la Fig. 9. Fig. 9. Función de Weibull y datos de velocidad para todo el periodo de estudio (año) v data fit 2

Density

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Data


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IV. CONCLUSIONES En este artículo se presentó un estudio de caso que analiza el potencial de generación eólica en la zona de Hobo-Huila. El estudio se realizó a petición de una piscifactoría que espera poder tener auto abastecimiento de energía a partir de fuentes renovables. Los resultados fueron inferiores a los esperados con una media anual de 2 m/s. Sin embargo, la instalación de generación eólica podría llegar a ser viable teniendo en cuenta que los resultados de junio a octubre son mucho mejores, con velocidades medias adecuadas para la generación eólica. Se requiere un segundo estudio más detallado que tenga en cuenta el comportamiento de la demanda anual, factores económicos y la implementación de otros sistemas de energía renovable como sistemas fotovoltaicos, donde funcionando en conjunto con el aerogenerador (sistema hibrido) pudiera tener un impacto mucho mayor. Es de resaltar, que el estudio se realizó teniendo en cuenta una altura adecuada de la estación meteorológica tomando datos cada 15 minutos. De esta forma se pudo obtener un panorama realista de la situación. Se pudo apreciar en la Fig. 9 que la función de Weibull (curva roja) se aproxima a los datos de densidad de frecuencia, por esta razón se escogió dicha función ya que los datos hallados serán aproximadamente similares a los datos arrojados a la hora de instalar la turbina. V. REFERENCIAS 1] O. Cabrales, MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA INSTITUTO DE CIENCIAS NUCLEARES Y ENERGIAS ALTERNATIVAS MANUAL DE APLICACIÓN DE LA ENERGÍA EÓLICA Autor : Alvaro Pinilla S ., Ph . D ., M . Sc ., Ingeniero Mecánico Contrato INEA-065-96 Julio de 1997 . Bogota: 1997, 1997. [2] Q. Hernandez-escobedo, F. Espinosa-arenal, R. Saldaña-flores, and C. Rivera-blanco, “Evaluación del potencial eólico para la generación de energía eléctrica en el estado de veracruz, Mexico,” Dyna, no. 171, pp. 215–221, 2012. [3] E. Eficiencia and E. Renovable, “Sistemas Eólicos Pequeños para Generación de Electricidad.” [4] J. Pablo and R. Wang, “Parte 3 : Eólica , Solar y Biomasa,” no. 281, pp. 1–3, 2015.

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[5] E. D. O. Feitosa, T. H. Salviano, D. Albiero, A. Castro, and L. D. A. Monteiro, “Curvas De Potencia De Aerogeneradores Para Baja Velocidad Del Viento En La Generación De Energía Eléctrica Para Agricultura Familiar,” Energía Na Agric., vol. 29, no. 1808–8759, pp. 190–196, 2014. [6] W. Fernando, Á. Castañeda, L. Alejandra, and M. Tejada, “POTENCIAL EÓLICO EN TUNJACOLOMBIA,” pp. 11–15, 2013. 7] N. Jenkins, J. Ekanayake, P. Cartwright, and O. Abaya, WIND ENERGY GENERATION, 1st ed. LONDON: 2009, 2009. [8] Sibaya and I. Laitec, “Caracterización del viento,” 2004. VI. RESEÑA AUTOR(ES) Victor Andres Perdomo Rivas. Estudiante de ingeniería eléctrica de la universidad tecnológica de Pereira victor07redexs@utp.edu.co.

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Factibilidad financiera para una Instalación Solar Fotovoltaica según la resolución CREG 030-2018 Resumen — En el presente artículo se analiza la implementación de un sistema de autogeneración fotovoltaico en un sector residencial de la ciudad de Bogotá, bajo la resolución 030 de 2018 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Se analizaron tres casos, diferenciados por la capacidad instalada, con lo cual la valorización de excedentes de energía varía de acuerdo con la resolución. Se realizaron simulaciones con el software RETScreen para determinar el caso más favorable en términos financieros, la factibilidad de las instalaciones y un análisis de sensibilidad con respecto al beneficio de la exclusión del IVA. El mejor rendimiento financiero, en cuanto a TIR y periodo de retorno se obtuvo cuando no se hacen exportaciones a la red, únicamente se tiene ahorro de energía. Abstract--In this article the implementation of a photovoltaic self-generation system in a residential sector of the city of Bogotá is analyzed, under resolution 030 of 2018 of the Energy and Gas Regulation Commission. Three cases were analyzed, differentiated by the installed capacity, which the valuation of surplus energy varies according to the resolution. Simulations were carried out with RETScreen software to determine the most favorable case in financial terms, the feasibility of the facilities and a sensitivity analysis regarding the benefit of the VAT exclusion. The best financial performance, in terms of IRR and return period was obtained when no exports are made to the network, only energy savings are available. Palabras Clave—Autogeneración a pequeña escala, fuentes no convencionales de energías renovables, excedentes de energía, sistema solar fotovoltaico, resolución CREG 030 de 2018 Key Words—Small scale self-generation, non-conventional sources of renewable energies, surplus energy, photovoltaic solar system, CREG resolution 030 of 2018

AUTORES:

Javier Ruiz Daniel González Natalia Espinosa Natalia Pascuas Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito I. INTRODUCCIÓN El impulso para las instalaciones de autogeneración a pequeña escala contempla la implementación de incentivos que reconozcan los excedentes de energía a tasas atractivas que permitan cierres financieros de los proyectos. Bajo esquemas que reconozcan una mayor tarifa con respecto al costo unitario de la energía como el de feed-in tariff, la venta de energía al mismo costo unitario como el net-metering [1] o la compra de energía a un costo inferior al costo unitario net-billing [2], se ha incentivado en diferentes países la adopción paulatina de las nuevas tecnologías de energías renovables. En los últimos años se ha generado un marco regulatorio en Colombia orientado a motivar el uso de las fuentes alternativas de energía. La ley 1715 de 2014 [3] promueve la incorporación de nuevas tecnologías con fuentes de energía renovables y establece las condiciones para su aprovechamiento. Ésta ley se destaca por crear un marco energético para la generación con fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) basándose en la entrega de excedentes a la red de distribución y/o transporte al sistema interconectado nacional (SIN) por medio de autogeneración a pequeña y gran escala, y generación distribuida, contemplado en el artículo 8 [3]; pone a disposición cuatro incentivos fiscales, como la posibilidad de deducir de la renta gravable el 50% de la inversión en proyectos, exclusión del IVA, exención arancelaria y depreciación acelerada, contemplados en los artículos 11 al 14 [3]; e incentiva la creación de fondos destinados a financiar programas y proyectos, contemplado en el artículo 10 [3]. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) regula la ley 1715 de 2014 [3] que promueve la incorporación de nuevas tecnologías con energía renovable y establece las condiciones propicias para su aprovechamiento.


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Por otro lado, el Decreto 348 del 1 de marzo de 2017, establece “los lineamientos de política energética en materia de sistemas de medición, así como la gradualidad con la que se deberán poner en funcionamiento” [4] para la gestión eficiente de la energía. El proyecto de resolución 121 de 2017 [5] define los aspectos operativos y comerciales que permiten una mejor integración de la autogeneración y generación distribuida al sistema interconectado nacional (SIN). En agosto de 2017 se pone en vigencia para consulta la Resolución 121, en la que se definen los costos y precios de la comercialización y venta de excedentes por parte del usuario hacia su comercializador, el cual de acuerdo con la legislación está en la obligación de recibirlos. Se especifican 2 tipos de exportaciones: las que son menores a las importaciones, que funcionarán como créditos de energía, pagados por el comercializador al costo unitario de prestación del servicio y de las cuales se cobrará el margen de comercialización. El otro tipo de exportaciones son las que superan las importaciones, en este caso éstas serán pagadas al precio de bolsa promedio horario mensual. El estudio “Factibilidad de una instalación solar fotovoltaica residencial según la ley 1715 y la resolución CREG 121 del 2017” [6] describe los mecanismos de apoyo para energías renovables en Colombia y el efecto de cada uno de los mismos en la factibilidad financiera de un sistema de generación fotovoltaica residencial en la ciudad de Bogotá, bajo lo establecido en el proyecto de resolución 121 de 2017; en el presente documento se explicarán tres (3) casos de autogeneración a pequeña escala, con capacidad instalada menor o igual 0,1 MW siguiendo la resolución 030 [7]: - Caso 1. No se realizan exportaciones de energía a la red, es decir, la capacidad de generación de la instalación suple parte de las necesidades de consumo en kWh de la residencia, en las horas de brillo solar. - Caso 2. Se realizan exportaciones de energía a la red que no superen el consumo en kWh total de la residencia, en las horas de brillo solar. -Caso 3. Se realiza exportaciones de energía a la red que superan el consumo en kWh total de la residencia, en las horas de brillo solar.

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Los casos mencionados, así como el análisis de sensibilidad que contempla la exclusión del IVA, fueron simulados en el software RETScreen, herramienta para gestión de energías limpias usada para el análisis de eficiencia, factibilidad y viabilidad financiera de proyectos de energías renovables, desarrollado por el gobierno canadiense [8]. A. Lineamientos para autogeneración a pequeña escala según la resolución 030 [7] Un autogenerador a pequeña escala (AGPE) es un usuario residencial, pequeña industria y comercio con capacidad menor o igual a 1 MW. Para la comercialización de la energía, la resolución establece diferentes alternativas para entrega de los excedentes de AGPE que utilizan FNCER así: a. Los excedentes que sean menores o iguales a su importación, el comercializador cobrará al AGPE por cada kWh el costo de comercialización que corresponde al componente Cvm,i,j de la resolución 119 [9] o aquella que la modifique o sustituya.

En donde, m es el mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio, CVm,i,j es el margen de comercialización en ($/kWh), C*m,j son los costos variables de comercialización, CERm,i es el costo mensual de las contribuciones a las entidades de regulación CREG y de control la superintendencia de servicios públicos domiciliarios (SSPD), Vm-1,i las ventas totales a usuarios finales en kWh, CCDm-1,i los costos de los servicios del centro nacional de despacho y del administrador del sistema de intercambios comerciales (ASIC) en Pesos ($), CGm-1,i los costos de garantías en el mercado mayorista en Pesos ($). b. Los excedentes que sobrepasen su importación de energía eléctrica de red en el periodo de facturación, se liquidarán al precio horario de bolsa de energía correspondiente [7]. Los excedentes pueden ser tratados como créditos de energía o como exportaciones pagas al precio de la bolsa. Crédito de energía, es la cantidad de energía exportada a la red por un AGPE con FNCER que permuta contra la importación de energía que éste realice durante un periodo de facturación.

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Importación de energía, es la cantidad de energía eléctrica consumida de la red por un autogenerador. Exportación de energía, es la cantidad de energía entregada a la red por un autogenerador o un generador distribuido. Se debe tener en cuenta que en los días que exista periodo crítico, el valor del precio de bolsa es el precio de escasez ponderado de ese día. El comercializador que recibe la energía es responsable detallada de consumos, exportaciones, cobros, entre otros. También tiene la obligación de informar en cada factura, de manera individual, los valores según el segmento que corresponda. Para las exportaciones de energía, la resolución 030 [7], establece el cálculo de los excedentes del usuario autogenerador que utiliza fuentes no convencionales de energía renovable con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW, mediante la siguiente formulación:

El costo unitario de prestación de servicio de energía eléctrica está definido en la resolución 119 [9] como se indica a continuación:

CUvn,m,i , j = Gm,i , j + Tm + Dn,m

(3)

+ Cvm,i , j + PRn,m,i , j + Rm,i

Donde n es el nivel de tensión de conexión del usuario, m es el mes, i es el comercializador minorista, j es el mercado de comercialización, CUvn,m,i,f es la Componente variable del costo unitario de prestación del servicio ($/kWh), Gm,i,j es el costo de compra de energía ($/kWh), Tm es el costo por uso del sistema nacional de transmisión ($/kWh) , Dn,m es el costo por uso de sistemas de distribución ($/kWh), Cvm,i,j es el margen de comercialización, Rm,i es el costo de restricciones y de servicios asociados con generación en $/kWh, PRn,m,i,j es el costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh). II. CASO DE ESTUDIO

Donde i es el comercializador, j es el mercado de comercialización, n es el nivel de tensión, m es el mes, f es el periodo de facturación, VEi,j,n,f es la valorización del excedente del autogenerador, Exp1i,f,n,f-1 es la sumatoria de la exportación de energía del autogenerador durante cada hora del periodo, en KWh. Esta variable puede tomar el valor entre cero y Impi,j,n,m,-1, donde Impi,j,n,m,-1 es la sumatoria de la importación de energía del autogenerador durante cada hora del periodo, en kWh, CUvn,m,i,f es el costo unitario de presentación del servicio en $/kWh, CUvm,i,f es el costo de comercialización en $/kWh, Exp2h,i,f,n,f-1 es la sumatoria de la exportación de energía del autogenerador durante cada hora del periodo, en kWh. Esta variable que supera Impi,j,n,m,-1, PBh,f-1 es el precio de bolsa horario en $/kWh, Tm es el costo por uso del sistema de transmisión nacional (STN) en $/kWh, Dm,n es el costo por el uso del sistema de distribución $/kWh, PRn,m,i,t es el costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía, Rm,i es el costo de restricciones y servicios asociados con generación en $/kWh [7].

Se realizó el análisis financiero de un sistema de autogeneración con FNCER, en este caso energía solar fotovoltaica, usando el software RETScreen y teniendo en cuenta la resolución 030 de 2018. Se consideraron los costos iniciales correspondientes a la instalación, costos de operación y mantenimiento, ahorro por autoconsumo, intercambio de créditos de energía y venta de excedentes a la red; con esto se analizó el tiempo de retorno de la inversión, la TIR y otros indicadores financieros. El sistema se encuentra en una zona residencial de la ciudad de Bogotá, del barrio Normandía, específicamente en una casa con las características de la tabla I, así: TABLA I Descripción general Estrato Promedio de consumo de energía eléctrica anual Comercializador Consumo de energía anual Total facturas energía anuales

4 471kWh Codensa 5652kWh $2.404.301

El consumo promedio mensual del último año, iniciando en el mes de junio de 2017 y hasta mayo de 2018, se presenta en la tabla II y la curva de carga que se presenta en la figura 1.


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TABLA II Consumo mensual residencial

Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo

Consumo promedio Consumo promedio mensual diario (kWh) (kWh) 527 17,5667 481 15,5161 493 15,9032 453 15,1 535 17,2581 468 15,6 511 16,4839 371 11,9677 406 14,5 411 13,2581 508 16,9333 488 15,7419

Fig. 1. Curva de carga

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TABLA III Radiación solar horizontal Bogotá [10]

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Radiación solar horizontal (kWh/m2/día) 4,7 4,3 4,1 3,75 3,5 3,6 3,75 3,9 4,2 3,95 4 4,2

De acuerdo con la resolución 030 [7], es necesaria la instalación de medidores bidireccionales, para medir tanto las importaciones como las exportaciones del usuario, en este caso se considerará un medidor trifásico ABB, referencia B21 con precisión del 1% [14].

La información correspondiente al recurso solar en Bogotá se obtuvo del atlas interactivo de radiación del IDEAM [10] para cada uno de los meses, como se observa en la tabla III. En la tabla IV se presenta el costo de comercialización y el costo unitario de servicio para los meses contemplados dentro del análisis, para una vivienda residencial estrato 4, de acuerdo con el distribuidor y comercializador de la ciudad de Bogotá, Codensa [11]. Mientras la tabla V presenta el costo de bolsa promedio mensual horario por kWh [12] definidos por XM. La instalación solar fotovoltaica se realizará con paneles policristalinos de la marca Suntech, STP260-24 [13], de 60 celdas; los cuales tienen una eficiencia del 13,4% y cada unidad ocupa un área de 1,94 m2.

Por otro lado, para el análisis financiero es necesario seleccionar una tasa de descuento, teniendo en cuenta que esta representa el costo de oportunidad de la inversión. Tomando esto en cuenta, se consideró la rentabilidad que se tendría con un certificado de depósito a término (CDT) con las tasas actuales ofrecidas por entidades bancarias [15], promediándolas se tiene como tasa de descuento del proyecto 4,64%. Así mismo, se usó un 3.13 % como valor de inflación, de acuerdo a la información del DANE [16]. TABLA IV Costos mensuales de energía estrato 4. [9]

jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18

Costo unitario de servicio Costo de comercialización CU ($) Cv ($) 397,6974 41,7024 402,8018 41,9382 413,9877 41,0117 418,7361 43,7927 424,5499 42,9018 419,4985 43,639 416,6983 42,0833 411,4535 43,0573 440,5168 41,6219 462,5385 44,6681 458,1442 45,61 443,548 46,7429

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TABLA V Precio de bolsa promedio por hora mensual [10]

Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo

7 67 65,93 87,28 119,6 132,66 120,38 97,19 121,72 137,15 166,51 108,12 64,5

8 67,42 66,63 90,11 125,69 136,64 126,57 100,59 126,16 140,5 171,2 115,95 66,76

PRECIO BOLSA POR HORA POR MES ($/kWh) 9 10 11 12 13 68,15 70,97 71,83 70,99 71,09 68,91 70,8 80,17 74,61 75,26 92,21 96,36 100,51 95,57 97,3 127,93 130,84 133,39 131,18 132,96 141,51 149,93 151,71 146,68 146,27 129,48 136 138,36 135,73 137,56 103,2 105 107,9 106,01 105,31 127,32 129,2 129,93 130,2 129,66 142,08 142,88 150,3 143,65 146,13 174,52 177,9 181,82 180,07 178,42 118,75 131,87 131,97 131,47 130,31 69,18 72,41 74,87 74,2 72,88

La figura 2 muestra el comportamiento tanto de la demanda de energía diaria de la vivienda (área B) como la producción esperada de las diferentes capacidades instaladas del sistema solar fotovoltaico (áreas A, C y D). A. Caso 1 Para este caso, la instalación fotovoltaica genera suficiente energía para cubrir parte de la demanda de la casa, sin realizar exportaciones a la red, por lo que no es necesario el uso de medidores bidireccionales. Con respecto a la valoración de excedentes que se establece en resolución 030 de 2018, la energía generada con la instalación solar fotovoltaica debe ser pagada al costo unitario del servicio establecido mensualmente por el comercializador, en este caso, Codensa [11].

14 72,77 77,9 102,72 134,61 149,06 138,36 105,83 131,08 149,92 179,89 134,18 73,51

15 72,15 74,47 104,1 135,67 147,95 137,42 105,23 130,73 148,78 175,4 132,55 73,34

16 68,94 74,84 99,45 129,1 141,97 135,88 105 129,71 144,86 173,07 126,08 72,73

17 67,66 68,02 91,33 126,78 143,8 136,3 104,63 128,11 140,12 171,85 117,74 67,82

Se analiza la viabilidad financiera y el comportamiento del en el software RETScreen, considerando el dinero ahorrado de la factura de energía mensualmente como ingreso en el flujo de caja. En la figura 3, se observa el flujo efectivo acumulado, para un periodo de 25 años, correspondiente a la vida útil promedio de la instalación. Así, el periodo de repago del proyecto sería de 12,6 años, con una tasa interna de retorno (TIR) del 7,2%. Fig. 3. Flujo efectivo acumulado caso 1

Fig. 2. Curvas del sistema para el mes de enero 2018

B. Caso 2

El área A de la figura 2, representa la generación del sistema fotovoltaico, tomando como referencia la parte más baja de la curva de carga de la figura 1, en el mes de menor consumo, que es enero de 2018 y considerando las horas de máximo brillo solar. Con el fin de no superar la demanda de energía en el pico de producción de energía fotovoltaica, se tomó como capacidad instalada 0,44kWp.

La producción de energía para este caso corresponde al área C de la figura 2, la cual debe ser igual a la demanda de energía de la vivienda (área B). Considerando el mes de menor consumo, sería necesaria una instalación de 2,6 kW con un medidor de respaldo bidireccional establecido en el artículo No. 13 resolución 038 [17] para medir las exportaciones entregadas a la red. Para los demás meses del periodo considerado, se calculó el valor de las exportaciones, teniendo en cuenta la curva de carga, el consumo mensual y el brillo solar de cada mes en Bogotá de acuerdo con el IDEAM [10].


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Se analiza la viabilidad financiera y el comportamiento del flujo de caja, asumiendo que la instalación fotovoltaica genera energía suficiente para cubrir toda la demanda la casa. En consecuencia, durante las horas de mayor producción del sistema solar la potencia generada puede ser mayor a la demandada de la vivienda, por lo cual es necesario realizar exportaciones a la red. En este caso se presentaría generación de energía para autoconsumo, pagadas al costo unitario de presentación del servicio en $/kWh y a los excedentes se le aplicaría la formulación establecida en la ecuación 2, que corresponderían a las denominadas “Exp1”. Para la valoración de los excedentes, éstos serán pagados al costo unitario de servicio y el usuario deberá pagar al comercializador, el costo de comercialización Cvm,i,j [11] definido mes a mes. El dinero ahorrado en la factura mensualmente se considera como ingreso en el flujo de caja, en este caso conformado por el autoconsumo y la valoración de los excedentes denominados “Exp1”. En la figura 4, se presenta el flujo efectivo acumulado, para el mismo periodo del caso 1 (25 años). Obteniendo un periodo de repago de 14,1 años y TIR del 5,9%. Fig. 4. Flujo efectivo acumulado caso 2

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mensual y el brillo solar de cada mes en Bogotá. En el costo inicial se consideró tanto el valor de la instalación fotovoltaica como el valor del medidor bidireccional. Se analizó la viabilidad financiera y el comportamiento del flujo de caja si la instalación fotovoltaica genera más energía que la necesaria para cubrir la totalidad de la demanda de la casa. En este caso se presenta generación para autoconsumo y se realizan exportaciones a la red, las cuales de acuerdo con la resolución 030 de 2018 se clasifican como “Exp1” y “Exp2”, donde las últimas corresponden a las exportaciones que superan las importaciones de energía, las cuales son pagadas al precio de bolsa en cada periodo horario de energía [12]. El dinero ahorrado en la factura mensualmente se considera como ingreso en el flujo de caja, en este caso conformado por el autoconsumo y la valoración de los excedentes denominados “Exp1” y “Exp2” en la resolución 030 de 2018. La figura 5 presenta el flujo efectivo acumulado, para el mismo periodo de 25 años. El periodo de repago es 15,6 años con una TIR del 4,8%. D. Comparación de los casos de estudio En la tabla VI se presenta una comparación de los 3 casos simulados en RETScreen y previamente analizados. Como se observa los mejores indicadores financieros se obtuvieron en el caso 1, en el que la instalación PV se usa únicamente como ahorro, nunca se hacen exportaciones de energía a la red, por lo que no es necesaria la compra de un medidor bidireccional. Sin embargo, el mayor ahorro en dinero se presenta en el caso 3, lo que representa un ingreso al usuario por venta de excedentes de $389.654, provenientes de la diferencia entre el costo original de la factura anual en la tabla I y el ahorro promedio anual de la tabla VI. Fig. 5. Flujo efectivo acumulado caso 3

C. Caso 3 En la figura 3, el área D representa la curva de producción, de un sistema de 6,5 kW en el mes de enero de 2018, con la cual se tendría un valor de factura cercano a 0 en algunos meses y en otros meses con saldo a favor del usuario. Se realizaron los cálculos mes a mes de “Exp1” y “Exp2” establecidos en la ecuación 2 y autoconsumo teniendo en cuenta: la capacidad de la instalación solar fotovoltaica, la curva de carga, el consumo

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TABLA VI Comparación de los tres casos Capacidad instalada (kW) Costos iniciales (miles de $) TIR (%) Repago (años) Pago simple de retorno de capital (años) Relación beneficiocosto VPN (miles de $) Ahorro promedio anual (miles de $)

IV. ANÁLISIS

CASO 1

CASO 2

CASO 3

0,44

2,6

6,5

$3.403

$20.626

$51.183

7,2 12,6

5,9 14,1

4,8 15,6

15,7

18

20,4

1,3

1,2

1

$1.120

$3.281

$958

$285

$1.470

$2.793

III. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD El impuesto al valor agregado (IVA) es uno de los incentivos tributarios propuestos y especificados en el artículo 12 de La ley 1715 de 2014 [3], según el cual “Los equipos, maquinaria y servicios nacionales o importados que se destinen a la pre-inversión e inversión, producción y utilización de energía a partir de las FNCE, así como para la medición y evaluación de los potenciales recursos estarán excluidos del IVA”. Teniendo en cuenta el incentivo tributario IVA, se realizó un análisis de sensibilidad para los tres casos, descontando el valor correspondiente al IVA (19%) de los costos iniciales relacionados con la inversión en la instalación PV y el medidor bidireccional en los casos aplicables, En la tabla VII se presentan los resultados obtenidos, aplicando el incentivo en mención. TABLA VII Análisis de sensibilidad de los tres casos ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD CASO 1 CASO 2 Capacidad instalada 0,44 2,6 (kW) Costos iniciales $2.757 $16.707 (miles $) TIR (%) 9,4 8 Repago (años) 10,6 11,9 Pago simple de retorno de capital 12,7 14,5 (años) Relación 1,6 1,4 beneficio-costo VPN (miles de $) $1.767 $7.200 Ahorro promedio $285 $1.470 anual (miles de $)

CASO 3 6,5 $41.454 6,7 13,2 16,5 1,3 $10.686 $2.793

Con la disminución de los costos iniciales, el periodo de repago es menor en todos los casos a los mostrados en la tabla VI, la TIR, la relación beneficio-costo y el VPN aumentan.

La TIR es la tasa de rentabilidad que ofrece una inversión, para determinar si un proyecto es viable o no, este valor debe ser superior a la tasa de descuento. En este caso para las instalaciones PV la tasa de descuento es del 4,64%, los tres casos analizados tienen una TIR superior a este valor (entre 4,8 y 9,4) tanto para las simulaciones con IVA (tabla VI), como para las simulaciones en las que se aplicó el incentivo tributario (tabla VII). Por lo tanto, cualquiera de los tres escenarios propuestos es viable en el periodo de 25 años, correspondiente a la vida útil promedio de una instalación fotovoltaica. El repago es el tiempo en el cual se recuperará la inversión inicial, un proyecto es viable siempre y cuando el repago sea menor o igual que el tiempo de vida del proyecto, en ese caso 25años. En las dos situaciones simuladas; el caso 1 tiene menos años de repago, 12,6 años sin incentivos, y 10,6 años con el incentivo de IVA. La relación beneficio costo (B/C) representa el dinero que se obtendría por cada peso invertido, siempre y cuando sea mayor que 1, el proyecto es viable puesto que no se presentarán pérdidas. En todos los escenarios analizados la B/C es mayor a 1, es decir que al menos se logra recuperar lo invertido. La mejor B/C se obtuvo en el caso 1 con incentivos, siendo de 1,6, es decir; cada peso invertido se recuperará con un 60% adicional. Es en el caso 1, se recupera más rápido la inversión y se tienen la mejor relación B/C en cada escenario (con y sin incentivos tributarios) debido a que el kWh está mejor reconocido, en este caso de acuerdo con la resolución 030 de 2018 [7], el kWh autogenerado y consumido es pagado al costo unitario establecido por Codensa [11], además no es necesario el uso de medidores bidireccionales. Mientras que en el caso 2 al costo unitario se le debe restar el costo de comercialización [11] y finalmente en el caso 3 el kWh es pagado al precio de bolsa [12] el cual es aproximadamente la tercera parte del costo unitario. Por otro lado, al tomar la decisión de realizar un proyecto fotovoltaico el usuario puede acogerse a los incentivos establecidos en la ley 1715 de 2014 [3], con lo cual se obtienen mejores indicadores financieros como se evidenció en la tabla VII con respecto a la tabla VI. El valor presente neto (VPN) es mayor en el caso 3 aplicando el incentivo tributario, $10.686.982. Sin embargo, los mejores indicadores financieros, TIR, repago y beneficio costo se presentan en el caso 1 con el incentivo del IVA. Por lo tanto, el caso 1 aplicando el incentivo del IVA de la ley 1715 de 2014 [3] es el más favorable de todos los simulados y analizados.


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V. CONCLUSIONES sistema de autogeneración fotovoltaico en un sector residencial de la ciudad de Bogotá, bajo la resolución 030 de 2018. Se concluye que los mejores indicadores tario IVA, propuesto en la ley 1715 del 2014. De acuerdo con la cual los paneles solares, medidores y equipos que hagan parte de un proyecto con FNCER se logra una disminución cercana a 2 años en el repago, aumento de la TIR y la B/C para todos los casos. El caso más favorable, con repago más rápido, de 10,6 años, mayor TIR y mayor B/C, de 9,4% y 1,6 IVA. Es decir, la situación en la cual la capacidad de generación de la instalación fotovoltaica suple parte de las necesidades de consumo de la residencia en las horas de brillo solar, sin superar en ningún momento la demanda de la residencia, por lo que no hay exportaciones a la red y por tanto no es necesario el uso de medidores bidireccionales.

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colombiano para incorporar las energías renovables no convencionales, se ha visto con el presente estudio la necesidad de un mejor esquema para que

compra de excedentes por el organismo encargado de la operación de la red y así obtener mejores resultados financieros, tal como sería un esquema de feed-in tariff que complementen los esquemas de net-metering y net-billing establecidos por la resolución vigente y de esta forma generar un marco sostenible para la VI. REFERENCIAS systems: Technology, net-metering, and financial payback. IEEE Electrical Power & Energy Conference (EPEC). Montreal, Canada: IEEE. 2. Chakraborty, P., Baeyens, E., Khargonekar, P. P., Poolla, K., & Varaiya, P. (2018). Analysis of Solar Estados Unidos: IEEE.

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3. UPME, U. d. (2014). Ley 1715. Colombia [Online]. Disponible: http://www.upme.gov.co/normatividad/nacional/2014/ley_1715_2014.pdf

15. Broseta, A. (2018). Rankia Colombia. [Online]. Disponible: https://www.rankia.co/blog/mejores-cdts/1866633-mejores-cdt-para-2018

4. MINMINAS, M. d. (2017). Decreto 348. Colombia [Online]. Disponible: http://es.presidencia.gov.co/normativ a / n o r m a ti v a / D E C R E TO%20348%20DEL%2001%20DE%20MARZO%20DE %202017.pdf

16. DANE, D. A. (2018). [Online]. Disponible: https://www.dane.gov.co/index.php/estadistic a s - p o r - t e m a / p r e cios-y-costos/indice-de-precios-al-consumidor-ipc

5. CREG, C. d. (2017). Resolución 121. Colombia [Online]. Disponible: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf / 1 c 0 9 d 1 8 d 2 d 5 ffb5b05256eee00709c02/b5341fbcfab96db80525819 b006d42fa?OpenDocument 6. Pascuas, N., Salvador, A. F., Quiroga, E. J., Ruiz, J. A., & González, D. (2018). Factibilidad de una instalación solar fotovoltaica residencial según la ley 1715 y la resolución CREG 121 del 2017. Revista Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito, XXVIII(111). 7. CREG, C. d. (2018). Resolución 030. Obtenido de http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/83b41035c2c4474f0525824 3005a1191 8. RETScreen, G. o. (2018). NRCAN, Natural resources Canada. [Online]. Disponible: http://www.nrcan.gc.ca/energy/software-tools/7465 9. CREG, C. d. (2007). Resolución 119. [Online]. Disponible: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1aed427ff782911965256751001e9e55/c63f06a9114e1a15052 5785a007a6fa2 10. IDEAM, I. d. (2018). Atlas de Radiación Solar, Ultravioleta y Ozono de Colombia [Online]. Disponible: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasRadiacion.html 11. Codensa. (2018). [Online]. Disponible: https://www.codensa.com.co/hogar/tarifas 12. XM. (2018). Portal XM. [Online]. Disponible: http://informacioninteligente10.xm.com.co/transacciones/Paginas/HistoricoTransacciones.aspx 13. Suntech. (2015). [Online]. Disponible: http://supplypartners.com.au/files/uploads/2015/10/Suntech-STP265-Wem-MC4_265_260_255-Poly-Data-Shee t.pdf 14. ABB, A. B. (s.f.). RS Components Ltd. [Online]. Disponible: https://docs-emea.rs-online.com/webdocs/125d/0900766b8125d088.pdf

17. CREG, C. d. (2014). Resolución 038. Colombia. [Online]. Disponible: http://apolo.creg.gov.co/Public a c . n s f / 1 c 0 9 d 1 8 d 2 d 5 ffb5b05256eee00709c02/0131f0642192a5a2052 57cd800728c5e/$FILE/Creg038-2014.pdf VII. RESEÑA AUTOR(ES) Javier Ruiz, Ingeniero Electricista de la Universidad de La Salle con estudios en Ciencias Exactas en la Universidad de Buenos Aires. Magíster en Energías Renovables de la Universidad de Dundee (Escocia, UK). Realizó su pasantía en Pacific Hydro (Melbourne, Australia) donde se desempeñó en el área de operación de parques eólicos en el estado de Victoria. En la Escuela es Profesor Asistente y está vinculado al Centro de Estudios de Energía. Daniel González, Ingeniero electricista y Magíster en Ingeniería Electrónica de la Escuela Colombiana de Ingeniería. Ha realizado estudios en gestión energética avanzada, investigaciones en proyectos de energías renovables, micro-redes y recursos distribuidos. En la Escuela es Profesor Asistente, vinculado al Centro de Estudios de Energía y es coordinador del Laboratorio de Energía. Natalia Espinosa, Ingeniera Electrónica con énfasis en telecomunicaciones y estudiante de último semestre de Ingeniería Eléctrica en la Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito. Tiene un artículo de investigación sobre TVWS publicado en el IEEE Xplore. Actualmente, realiza una pasantía en el Grupo ENEL, Colombia. Natalia Pascuas, estudiante de décimo semestre de Ingeniería Eléctrica de la Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito. Realizó énfasis en recursos energéticos y actualmente hace parte del proyecto de ampliación de la Planta de Tratamiento de Agua Francisco Wiesner, en la Calera con el diseño eléctrico, instrumentación y control. Además, trabajó en el diseño eléctrico de Subestación de Media Tensión en La Plata- Huila.


Laboratorio&GA


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Importancia de la Caracterización del Contenido de Furanos en el Diagnóstico de la Condición de Equipos Inductivos Resumen — La caracterización del aislante sólido de los transformadores es un parámetro muy importante, asociado a la vida del equipo. El papel utilizado en el arrollamiento de bobinas y cables sufre la degradación de la celulosa por acción de la temperatura, la humedad, el oxígeno y el tiempo, situación potencialmente peligrosa ya que disminuye la resistencia mecánica del papel. Para la determinación de la vida remanente de un transformador se deben detectar y cuantificar los subproductos de degradación de la celulosa como los Furanos mediante ensayos normalizados. Pero existe una ambigüedad que es la existencia de papeles térmicamente estabilizados que presentan una menor cantidad en formación de estos compuestos Furanicos. Palabras Clave: Furanos, 2 Furfuraldehido vida remanente, Grado de polimerización (GP). I. INTRODUCCIÓN Los equipos Inductivos como los Transformadores de Potencia fueron construidos inicialmente con el papel tipo kraft o crepe. El aislante sólido (papel), es uno de los elementos más importantes de los equipos inductivos. Estos, por lo habitual de su uso, son llamados comúnmente “papel convencional” ya que están constituidos por celulosas no modificadas y junto con el aceite dieléctrico, conforman un sistema sólido-líquido, al cual se le conoce como “Sistema de Aislamiento” de los equipos eléctricos. Existen diferentes factores que son una fuente potencial de generación de fallas en los equipos inductivos. Algunas de las más importantes son: las condiciones térmicas y eléctricas, condición de los aislamientos, calidades de los materiales de construcción, contaminación del aceite, mantenimientos inadecuados, alta

AUTORES: Oscar Londoño, Astrid M. Álvarez CIDET

humedad y cantidad de oxígeno. Para contrarrestar las situaciones indeseables, derivadas de los anteriores factores, el mantenimiento de los equipos debería estar orientado fundamentalmente al seguimiento de los parámetros que caracterizan el estado de los materiales aislantes, de tal manera que se logre tener un diagnóstico predictivo del equipo y realizar acciones oportunas para evitar eventuales fallas. Su función no solo es mantener las mejores propiedades dieléctricas, sino, literalmente, mantiene unido el “corazón” del equipo. Es por esto, que se debe cuidar su resistencia mecánica para que la maquina pueda permanecer en operación el mayor tiempo posible. Los factores que más intervienen en la descomposición del papel son el oxígeno, la humedad, las altas temperaturas y los productos de descomposición del aceite (ver figura 1). Cuando el papel ha sido afectado lo suficiente como para que éste no pueda recuperar su fuerza mecánica, el funcionamiento del equipo se ve afectado a tal punto que se ha detectado que cerca del 85% de las fallas de los equipos inductivos son generadas por esta degradación en el papel [1].


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Figura 1. diagrama de descomposición de la celulosa

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En los papeles convencionales este proceso de degradación genera unos subproductos llamados Furanos: 5-Hidroximetil 2-Furfural, Furfuril Alcohol, 2-Furfuraldehído, Acetil Furano y 5-Metil 2- Furfural, de los cuales uno de ellos es acumulable con el tiempo en el aceite y con la cuantificación de este Furano (2 Furfuraldehido), se ha desarrollado una metodología para determinar de la vida remanente en los transformadores. Los compuestos Furanicos que se forman en el proceso de degradación del papel se muestran en la Figura 3.

El mejor método de análisis para conocer la condición del aislamiento sólido es el análisis del Grado de Polimerización (DP). Sin embargo, dado que no es posible acceder hasta el papel, cuando el equipo se encuentra en servicio, se vio la necesidad de relacionar el DP con otra u otras moléculas que se pudieran encontrar disueltas en el aceite y de esta manera realizar con métodos indirectos un diagnóstico del estado del papel. Estas investigaciones se documentan desde el año 1981 por Temura, y en 1984 por Burton [4]. Las moléculas más estudiadas relacionadas con el DP son Monóxido de Carbono (CO) con Dióxido de Carbono (CO2) y una familia de compuesto Furánicos en todo tipo de papel convencional y se puede relacionar el deterioro del aislante sólido, con la vida remanente del transformador. Los papeles son macromoléculas de celulosa, es decir, están formados por la unión de cientos de moléculas de celulosa formando una red, dando al papel unas propiedades específicas y para el uso en transformadores esta propiedades son principalmente formar una capa aislante en combinación con el aceite del transformador, allí el papel soporta esfuerzos térmicos y mecánicos durante toda la vida dentro del equipo, durante este tiempo el papel se va degradando por la acción de la temperatura, la humedad, el oxígeno y los compuestos de oxidación presentes en el aceite, (ver Figura 2) la degradación continua, hace que esta red de moléculas de celulosa se averíe ocasionando una disminución incesante de las propiedades del papel. Figura 2. Mecanismos de degradación del papel [4]

Los furanos presentan características especiales y son las siguientes: El 2 Furfuraldehido también conocido como Furfural o furfuraldehido, es el compuesto más estable y de mayor abundancia de los 5 furanos, formado en la descomposición del papel por sobrecalentamiento general de la celulosa, su concentración en el aceite aislante del transformador puede afectarse sustancialmente con los procesos de tratamiento del aceite ocasionando la perdida de la trazabilidad, sin embargo en un corto tiempo la concentración del 2 Furfuraldehido llega a concentraciones de equilibrio [5]. El 5 Hidroxymetyl Furfural se relaciona con condiciones de Oxidación dentro del transformador. [5] El 5 Metyl Furfural Compuesto asociado a sobrecalentamientos severos localizados en la celulosa, “hotspot”. [5] El Furfuryl Alcohol, también conocido como Furfurol o Furfural Alcohol, es un compuesto asociado con altos contenidos de humedad dentro del papel aislante e indica una descomposición activa del sistema aislante solido ligada a altos contenidos de humedad. Su presencia también se asocia como indicativo de fallas recientes. [5] Figura 3. Moléculas de los compuestos furanicos [5]

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El 2 Acetyl Furano, por lo general es escaso encontrarlo en transformadores en servicio, [5].

Tabla 1. Correlación de furanos con papeles convencionales y térmicamente estabilizados [5]

II. ANÁLISIS DE LOS COMPUESTOS FURANICOS Los laboratorios a nivel mundial cuentan básicamente con dos normas para la determinación de los compuestos furanicos y ambas son muy similares entre las metodologías utilizadas El método IEC 61198 realiza la determinación de los furanos por cromatografía líquida de alto rendimiento ("Aceites aislantes minerales - métodos para la determinación de 2-furfural y compuestos relacionados") esta norma presenta dos tipos de extracción una es liquido-liquido descrito en el método A y la otra es liquido-sólido descrita en el método B. [2] El método ASTM D5837 ("Método de prueba estándar para compuestos furanos en líquidos aislantes eléctricos mediante cromatografía líquida de alta resolución (HPLC)"), esta norma americana también presenta los mismos dos métodos de extracción de la norma IEC, pero además referencia un método de inyección directa del aceite. [1] III. LIMITANTES EN EL DIAGNÓSTICO DE TRANSFORMADORES Existen dos tipos de transformadores con base al papel utilizado en su construcción, unos que están construidos con papel térmicamente mejorado o estabilizado y los que son construidos con papel convencional estos últimos son los que generan mayor cantidad de compuestos furanicos y están ampliamente conocidos con la relación con grado de polimerización (GP) y consecuentemente con la vida remanente del equipo, mientras que los que tienen papel térmicamente estabilizado presentan menor formación de estos compuestos lo que ocasiona que la relación con el grado de polimerización y la vida remanente no sean las correctamente estimadas. La Tabla 1 muestra la diferente correlación en la formación del total de compuestos furanicos en papeles térmicamente mejorados y la concentración de 2 FAL en los papeles convencionales. De estos datos se puede concluir, que cuando una muestra de un transformador con papel térmicamente mejorado, se analiza en un laboratorio, se pueden presentar errores muy significativos, en el cálculo de la estimación de la vida remanente, considerando la baja tendencia que tiene el papel térmicamente mejorado a generar furanos, lo cual puede dar resultados que lleven a concluir erróneamente que el papel aún no se ha degradado, cuando efectivamente si lo está.

Papel

Grado de Papel Termicamente polimerización % VIDA Convencional mejorado calculado REMANENTE (Furanos 2 FAL (GP) totales)

58

51

800

100

130

100

700

93

292

195

600

87

654

381

500

81

1464

745

400

76

1720

852

380

71

2021

974

360

66

2374

1113

340

62

2789

1273

320

58

3277

1455

300

54

3851

1664

280

50

4524

1902

260

34

5315

2175

240

21

6246

2487

220

10

7337

2843

200

0

IV. DIAGNÓSTICO DE TRANSFORMADORES BASADO EN LOS RESULTADOS OBTENIDOS DE FURANOS La tasa de crecimiento de furanos puede indicar una falla latente en el transformador, porque el deterioro del papel se indica a través de la rata de crecimiento de los furanos. Pero, además, se debe determinar el grado de polimerización calculado que tiene el papel. Este parámetro es el más importante para evaluar el estado de envejecimiento del aislamiento sólido, es decir, el envejecimiento del papel o la celulosa en los equipos eléctricos inmersos en aceite. Esta, hasta ahora, es la única forma de estimar la vida remanente del aislamiento sólido sin tomar una muestra invasiva en el transformador.


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Se ha verificado la correlación entre la pérdida de propiedades mecánicas del papel, que están intrínsecamente relacionadas con una disminución en su grado de polimerización, y los cambios en algunos compuestos furanos (principalmente 2- furfuraldehido) relación logarítmica establecida y aceptada en 1991, por Xue Chendong [4] quien propuso la correlación logarítmica entre el grado de polimerización y la concentración de 2-FAL ver Ecuación 1. Ecuación 1. Estimación del DP con la ecuación de Xue Chendong [4]

Log (2-FAL in mg/l) = 1,51-0,0035DP También existen otras ecuaciones que correlacionan el contenido de 2 furfuraldehido con el grado de polimerización del papel. “De Pablo”, relaciona el contenido total de furanos con el grado de polimerización, ver la Ecuación 2. Ecuación 2. Estimación del DP con la ecuación “De Pablo” [4]

DP =

2.3 +

1850 Compuestos furanicos (ppm)

La Figura 4 muestra la correlación entre los diferentes autores que relacionan los furanos con el grado de polimerización. Entre estos autores se pueden observar que hay diferencias significativas en la determinación del grado de polimerización.

Degree of Polymerization, DP

Figura 4. Diferentes métodos de cálculo del DP [4]

2FAL, mg/Kg paper

Es importante aclarar que todas las ecuaciones propuestas y los gráficos de correlación son desarrollados con papeles convencionales no térmicamente estabilizados. El análisis de los compuestos Furánicos permite, de manera indirecta, la estimación de la condición del papel. Altas concentraciones de 2-FAL (2-Furfuraldehído) es un indicativo del envejecimiento del transformador, pero la limitante de esta metodología es que pese a que es muy útil en transformadores fabricados con papel tipo Kraft, no se obtienen resultados muy confiables en papeles térmicamente estabilizados.

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La calificación de un transformador por el contenido Furanos se determina teniendo en cuenta el compuesto 2 Furfuraldehido y se clasifican así: Calificación 2 – Para unidades con concentraciones de 2 Furaldehido <1000 µg/Kg Calificación 3 - Para unidades con concentraciones de 2 Furaldehido entre 1000 - 2000 µg/Kg Calificación 4 - Para unidades con concentraciones de 2 Furaldehido >2000 µg/Kg V. OTRAS EVALUACIONES IMPORTANTES EN EL DIAGNÓSTICO DEL AISLANTE SÓLIDO (PAPEL) En los últimos años se ha presentado un gran auge en los análisis del metanol (CH3OH) y etanol (CH3CH2OH), los cuales son utilizados como nuevos indicadores para evaluar la condición del aislamiento de papel [8]. Desde años atrás, aproximadamente desde el año 2007, se viene estudiando la posibilidad de utilizar metanol como un marcador de la degradación química del aislamiento sólido, en condiciones normales de funcionamiento de los equipos inmersos en aceite dieléctrico. Un alto porcentaje de las muestras de aceite aislante en servicio presentan concentraciones de metanol. Este resultado ha sido apoyado por una investigación realizada por Gilbert et al [9] y [10]. Estas pruebas han demostrado que el metanol no es un producto generado por la oxidación y que se forma como resultado de la degradación del papel, incluso en papeles que han sido térmicamente estabilizados o mejorados de acuerdo con investigaciones realizadas durante los últimos años [9]. Asimismo, una importante conclusión obtenida fue que este marcador no se ve afectado por la condición de envejecimiento del aceite. Adicionalmente en el estudio comparativo entre metanol y 2FAL arrojan como resultado que en las primeras etapas de la degradación del papel se genera mucho más rápido el metanol que el 2FAL. Estas investigaciones muestran una correlación lineal entre DP y la formación de metanol incluso en las primeras etapas de su formación [8] y [11]. En una investigación realizada por Hydro-Québec de Canadá y Electricité de Francia, acerca de una situación de enfriamiento en un transformador con papel térmicamente estabilizado, se encontró que la concentración de 2-FAL era de aproximadamente 100µg/Kg, mientras que la concentración de metanol (CH3OH) era de aproximadamente 650µg/Kg. Si se realiza un análisis con la concentración de 2-FAL se puede decir que el papel no se ha visto afectado. Sin embargo, la concentración del metanol (CH3OH) demuestra que efectivamente el problema de calentamiento del equipo ha afectado la vida remanente

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del aislante sólido. Es por esto, que se recomienda el uso del análisis tanto de furanos, como de Metanol para calcular el estimativo de vida remanente del equipo, con mejor precisión [12].

VII. REFERENCIAS

VI. CONCLUSIONES

2. IEC 61198:1993 Mineral insulating oils - Methods for the determination of 2-furfural and related compounds

La estimación de la vida remanente de un transformador en un insumo fundamental para hacer una adecuada gestión de un parque de transformadores. Los otros compuestos furanicos diferentes al 2 furfuraldehido, tienen una información importante sobre los posibles problemas que están ocurriendo en un transformador. La generación del tipo de compuesto furanico está influenciada por condiciones como humedad temperatura y oxígeno. Es importante considerar, no sólo las concentraciones puntuales del 2 furfuraldehido (2-FAL), en el diagnóstico de las unidades, sino además, las ratas de generación del 2 FAL, para detectar fallas latentes. El ensayo de contenidos de furanos es una prueba muy importante para el diagnóstico de la vida remanente de los transformadores, y es realizada en Colombia por el Laboratorio de Análisis Químico de CIDET, ensayo acreditado bajo la norma ISO IEC 17025. La interpretación y aplicación adecuada de las técnicas de diagnóstico para el aislante sólido estudiadas, requiere de conocimientos y experiencia previa de los profesionales responsables, considerando la gran incertidumbre que pueden tener estos resultados debido a la complejidad de los procesos de generación de gases combustibles disueltos en el aceite, otros compuestos o marcadores de contaminación presentes en los equipos, los efectos en los resultados derivados de los procesos de muestreo, la incertidumbre intrínseca de los resultados de laboratorio, el tipo de aceite, temperatura del aceite y los efectos ambientales, entre otros factores. Debido a que el papel térmicamente estabilizado no genera la cantidad de compuestos furánicos que se espera por la descomposición del papel, es importante el uso de otros marcadores de la descomposición del aislante sólido, como el metanol y el etanol que son independientes de la degradació del aceite, para identificar de manera univoca el envejecimiento del papel. Usar de manera adecuada la concentración de metanol y etanol es una herramienta importante en el seguimiento adecuado a la vida remanente de los equipos inductivos, pero aun la comunidad científica está trabajando en los algoritmos adecuados para calcular con mayor precisión el DPv a partir de estos dos nuevos marcadores.

1. ASTM D5837 - 15 Estándar d Test Method for Furanic Compounds in Electrical Insulating Liquids by High-Performance Liquid Chromatography (HPLC).

3. C. H. Zhang, Furfural Concentration in Transformer Oil as an Indicator of Paper Ageing: Field Measurements. Member IEEE, and J. M. K. MacAlpine. 2006. 4. CIGRE, 2012, Furanic compounds for diagnosis Working Group D1.01 (TF13) 5. S.D. Mayer. Guia para el Mantenimiento del Transformador. 2004 6. IEEE Std C57.106™-2006 “IEEE Guide for Acceptance and Maintenance of Insulating Oil Equipment 7. A.M. Emsley ; X. Xiao ; R.J. Heywood ; M. Ali Degradation of cellulosic insulation in power transformers. Part 2: formation of furan products in insulating oil. IEE Proceedings Science, Measurement and Technology Year: 2000, Volume: 147. 8. A.B. Norazhar, A. A. Siada, S. Islam, “A Review on Chem-ical Diagnosis Techniques for Transormer Paper Insula-tion Degradation”, Australasian Universities Power En-gineering Conference, AUPEC 2013, Hobart, TAS, Australia, 29 September – 3 October. 9. R. Gilbert, J. Jalbert, S. Duchesne, P. Tétreault, B. Morin, Y. Denos, "Kinetics of the production of chain-end groups and methanol from the depolymerization of cellulose during the ageing of paper/oil systems. Part 2: Thermally-upgraded insulating papers", Cellulose, Vol. 17, pp. 253-269, 2010. 10. J. Jalbert, R. Gilbert, Y. Denos, P. Gervais, “Methanol: A Novel Approach to Power Transformer Asset Man-agement”, IEEE Transactions On Power Delivery, Vol. 27, N° 2, April 2012. 11. Y. Bertrand, C. Tran-Duy, V. Murin, A. Schaut, S. Autru, S. Eeckhoudt, “MV/LV distribution transformers: Re-search on paper ageing markers”, Cigré, 2012. 12. J. Jalbert, et al. Cigre. Recuperado el 08 de septiem-bre de 2016, http://www.cigre.org/var/cigre/storage/ o r i g i n a l / a p p l i c a ti o n / d d 8 d faf508249f014f420cd53954c7a2.pdf.

VIII. RESEÑA AUTOR(ES) Oscar Londoño, Químico de la universidad de Antioquia, analista del laboratorio de Intercolombia desde 1996, Actualmente es Analista del laboratorio CIDET desde 2012. Email: oscar.londono@cidet.org.co Astrid M. Álvarez, Ingeniera de Materiales de la Universidad de Antioquía y Especialista en Gerencia de la Universidad Pontificia Bolivariana. Coordinadora del Laboratorio de Análisis Químico de CIDET desde el año 2012. E-mail: astrid.alvarez@cidet.org.co.


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Metodología De Evaluación Para La Utilización De Cables No Convencionales en Repotenciación de Líneas de Transmisión Existentes

AUTORES: Gabriel David Osorno Zuluaga Alejandro Bustamante López Rigoberto Ruiz Carrascal Asesor: Diego Mario Tauta Institución Universitaria Pascual Bravo

I. INTRODUCCIÓN Resumen—El objetivo del presente artículo es mostrar los resultados del estudio realizado con el fin de examinar las ventajas y desventajas técnicas y económicas que conlleva el uso de los conductores no convencionales (HTLS) con respecto a los cables tradicionales, específicamente en proyectos de repotenciación de líneas de transmisión existentes. Se propone una metodología sistemática que permite hacer la mejor elección al momento de desear transportar mayor potencia a través de la red, y de igual manera reducir la flecha del cable. Abstract—The aim of this paper is to show the results of the study developed to evaluate the technical and economic advantages and disadvantages related with HTLS conductors’ utilization, faced conventional cables, especially in transmission lines uprating. It’s proposed a systematic methodology which permit to do the best selection when it desire to transport more power through the grid, and the same time, to reduce cables sag. Palabras Clave—Cables HTLS, capacidad de corriente, flecha, repotenciación de líneas de transmisión Key Words—HTLS cables, current capacity, sag, transmission lines uprate

Debido a la creciente demanda energética a nivel mundial, se requiere transmitir mayor potencia desde los centros de generación hasta los puntos de carga a través de las líneas de transmisión, las cuales son un medio físico que sirven para distribuir la energía eléctrica. Para la construcción de nuevas redes eléctricas se debe tener en cuenta varios aspectos como las restricciones ambientales, impactos sociales, costos de servidumbres, planes de ordenamiento territorial, restricciones de espacio, hasta impactos paisajísticos en el entorno; por dichas razones, se ha pensado en los últimos años repotenciar las líneas de transmisión existentes con el fin de que transporten más potencia, antes de construir nuevas redes. Las empresas relacionadas con el mercado de transmisión de energía eléctrica alrededor del mundo buscan diferentes opciones para transportar mayor corriente utilizando la misma infraestructura. La elección dentro de las diferentes alternativas depende ineludiblemente de un análisis de costo-beneficio, pero no sólo teniendo en cuenta los aspectos económicos, sino incluyendo en tal análisis otros tópicos igualmente relevantes como lo son el tiempo de ejecución (cronogramas), el impacto social y ambiental de los proyectos.


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Una opción viable para repotenciar las líneas de transmisión son los cables no convencionales, puesto que para su utilización no se requiere alterar, ni el ancho de la servidumbre, ni los apoyos; no obstante, se tendrá la restricción de unas mayores pérdidas de energía debido a su resistencia eléctrica, agregando a ello su elevado costo de adquisición, y en algunos casos mano de obra especializada (personal y herramientas) en el tendido. Esta tecnología en conductores no convencionales, que se ha venido implementando en los últimos años son conocidos como cables HTLS (high temperature low sag), los cuales tienen la gran ventaja de aumentar la corriente eléctrica soportando una mayor temperatura hasta de 240 °C, permitiendo así, aumentar la capacidad de transporte hasta un 200%, a su vez presentando menor flecha que los cables convencionales, respetando así las distancias de seguridad con el suelo; además como no es necesario variar apoyos ni tampoco servidumbres, se convierten muy rentables al reducir actividades y tiempo en el cronograma [1]. Actualmente no se cuenta con una metodología clara que exponga un paso a paso de cómo elegir una opción conveniente en el momento de repotenciar o realzar una línea de transmisión, por lo cual se evidencia la necesidad de investigar a cerca de las posibles elecciones para transportar mayor potencia y de igual forma conocer cuál de ellas es la más conveniente para un proyecto determinado. Es por lo anterior que se propone una metodología sistemática que permite evaluar la utilización de cables HTLS, ayudando a los usuarios a encontrar la mejor elección técnico-económica, y al mismo tiempo reduciendo el riesgo de una selección inapropiada cuando se requiera mejorar flechas o repotenciar líneas de transmisión de energía eléctrica. También se realizan ejemplos prácticos que desarrollan dicha metodología y a su vez muestran los alcances de la investigación. II. REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS Hoy en día los permisos y licencias necesarios para construir nuevas líneas de transmisión aéreas son más exigentes que hace algunos años, al mismo tiempo, existe una fuerte oposición a la construcción de éstas, tanto desde el punto de vista ambiental, social como de impacto paisajístico. Los inconvenientes anteriores han hecho que las empresas eléctricas consideren la repotenciación de las líneas aéreas existentes como una opción para poder solventar el aumento de la demanda energética en la sociedad.

Para aumentar la capacidad de transporte de las líneas de transmisión se debe tener en cuenta varios aspectos relevantes, de tal forma que se seleccione la alternativa adecuada para cada situación en particular. Dentro de estas consideraciones se destacan los estudios económicos beneficio-costo, al igual que los estudios electromecánicos de la línea. Para la repotenciación de las líneas de transmisión se han estimado esencialmente tres (3) metodologías: i) cambio del conductor de fase por uno de mayor sección, ii) elevación del nivel de tensión, y iii) conversión del sistema de corriente alterna a corriente directa; siendo este mismo el orden de prioridad por sus costos asociados. Casi siempre se ha preferido el primer caso, aunque implica una serie de factores que pueden hacer más largo y costoso el proyecto, como lo son los posibles sobreesfuerzos que requerirían reforzar la torre y/o las cimentaciones, y las nuevas torres a mitad de vano que se exigirían a causa del acercamiento de los cables al suelo. Es por esto por lo que la industria a nivel mundial de los conductores desnudos de alta tensión ha desarrollado una familia de cables especiales no convencionales conocidos como HTLS (High Temperature Low Sag), que permiten aumentar la capacidad de transporte de energía eléctrica sin la necesidad de afectar en gran medida los apoyos existentes de la línea. III. CABLES HTLS Es necesario decir que el límite térmico de los conductores convencionales es de alrededor de 100 ºC (en Colombia se trabajan en temperaturas no mayores a 80 °C), por encima de esta temperatura el material del cable sufre deformaciones plásticas (annealing o recocido). Para mejorar este comportamiento se desarrollaron los conductores HTLS, los cuales se basan en aleación de aluminio y aluminio recocido, por lo que pueden funcionar entre 150 ºC y hasta 240 ºC sin sufrir daños [2]. Una de las características más importantes de estos conductores HTLS es el “knee Point”, conocido como el punto de transición. El knee Point es la temperatura a partir de la cual toda la tensión del conductor es tolerada por el núcleo. Por lo tanto, si la temperatura de operación es mayor que el punto de transición, el conductor presentará muy buenas propiedades mecánicas [3].


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Otra característica es el bajo coeficiente de expansión térmica (CTE) y alta resistencia a la tracción, los cuales garantizan bajos valores de flecha. Estos conductores de fase operan a temperaturas muchas más altas que los conductores convencionales, tienen una gran capacidad para conducir la corriente eléctrica, presentando bajas elongaciones y no existe mucha variación de la flecha cuando están trabajando a altas temperaturas. Fig. 1. Efecto de las fluctuaciones de la temperatura del punto de transición (ESB INTERNATIONAL, AN EVALUATION OF HIGH TEMPERATURE LOW SAG CONDUCTORS FOR UPRATING THE 220KV TRANSMISSION NETWORK IN IRELAND) [4]

Sag (m)

Knee-point temperature

Temperature (ºC)

Esta solución resulta muy rentable, debido a que no es necesario alterar los apoyos, y por ello el tiempo de ejecución de los proyectos se reduce en gran medida, ya que la instalación se puede considerar como el mantenimiento de la línea; además, estos conductores HTLS no presentan oposición del entorno, ni impacto visual o medioambiental adicional, ya que externamente son muy similares a los conductores convencionales. IV. TIPOS DE CONDUCTORES HTLS ACSS (Aluminum Conductor Steel Supported) Este cable es proporcionado por varios fabricantes, remarcando que Southwire of Georgia, USA, fue uno de los primeros. El cable está formado por dos metales y cableado en capas concéntricas. Los hilos exteriores son del aluminio recocido (1350-0) generalmente tipo trapezoidal es decir ACSS-WT, y el núcleo está conformado por varios alambres de acero [5].

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Fig. 2. Conductor ACSS (EPRI, DEMONSTRATION OF ADVANCED CONDUCTORS FOR OVERHEAD TRANSMISSION LINES, CROSS-SECTION OF ACSS) [6]

El estado “O” del aluminio consiste en el recocido total del aluminio y facilita que casi toda la solicitación mecánica del conductor sea asumida por el alma de acero. El recocido de los hilos mejora la capacidad del aluminio para trabajar a altas temperaturas, del mismo modo reduce su límite elástico y se mejora su ductilidad y conductividad. La instalación de estos conductores es igual a la de los conductores convencionales, por lo que el comportamiento y la instalación son muy similares a la de los conductores ACSR. Mediante el “pretensado” del conductor hace que el punto de transición del cable se acerque a la condición de tendido. 1) Ventajas y desventajas - El “pretensado” presenta en algunos casos inconvenientes importantes en la instalación, debido a la necesidad de aplicación de cargas sobre los apoyos cercanas al 50% de la carga de ruptura del conductor. Esta dificultad se añade a la problemática el manejo del aluminio recocido que requiere mucho cuidado en su manipulación para evitar ruptura de hilos y/o formación de “jaulas”. - Dependiendo de las condiciones de diseño originales y del diseño del conductor, en la mayoría de los casos, la reconducción con ACSS / TW permite un aumento de al menos un 30% en la clasificación térmica de una línea existente. La elección depende de la aplicación de repotenciación. - Los conductores ACSS requieren empalmes de manguito de dos etapas que son un poco más largos que los empalmes ACSR normales, pero son convencionales en la aplicación. Del mismo modo, no requiere un diseño especial de la abrazadera de suspensión, y la instalación de tensores es sencilla.

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B.GTACSR (Gap Type Thermal-Resist Aluminum Conductor) Este cable es proporcionado por J-Power System en Japón, y está formado por varias capas de aluminio y zirconio que rodean a un núcleo de acero galvanizado, la capa interna de alambres más próxima al núcleo es de una sección trapezoidal permitiendo dar un espacio a un hueco (gap) entre el núcleo y las capas de aluminio; el hueco se llena con una grasa de altas temperaturas. Este conductor en condiciones normales trabaja a temperaturas de 150 °C. La instalación y el tensado de este cable son muy diferentes a los conductores convencionales, y es por dicha razón que se requieren procedimientos muy rigurosos [7]. Fig. 3. Conductor tipo gap (EPRI, DEMONSTRATION OF ADVANCED CONDUCTORS FOR OVERHEAD TRANSMISSION LINES, GAP CONDUCTOR) [8]

- La construcción especial de los conductores tipo GAP y su instalación requieren que los accesorios y las posibles combinaciones que implican los accesorios sean especialmente diseñados. C. ZTACIR (Zirconium Alloy Aluminum Conductor Invar Steel Reinforced) Este cable es proporcionado principalmente por LS Cable, Korea. En lugar de los hilos de acero, tiene hilos de aleación de acero inoxidable galvanizados o revestidos de aluminio para el núcleo y cables (Z) TAL que los rodean y puede resistir el recocido hasta una temperatura continua de 210 ºC. Invar es una aleación de hierro-níquel (Ni-36% Fe-64%) con un coeficiente muy bajo de expansión térmica. El coeficiente de dilatación térmica del hilo de invar es alrededor de un tercio del de alambre de acero galvanizado o revestido de aluminio [10]. Fig. 4. Conductor ZTACIR (EPRI, DEMONSTRATION OF ADVANCED CONDUCTORS FOR OVERHEAD TRANSMISSION LINES, CROSS-SECTION OF ZTACIR CONDUCTOR) [11]

Para su instalación las capas de aluminio del conductor deben deshilacharse, exponiendo el núcleo de acero, que puede entonces ser sujetado por una abrazadera. El conductor es entonces hundido sobre el núcleo de acero, y después de la compresión de una abrazadera de acero, las capas de aluminio son trenzadas y recortadas, y el cuerpo de aluminio de la abrazadera de extremo sin fin se comprime. Aunque esta técnica de montaje especial es diferente de la empleada con conductores de construcción estándar, los empalmes de compresión y las abrazaderas de suspensión atornilladas son similares. 1) Ventajas y desventajas - La forma constructiva del conductor GAP permite reducir la fricción entre el núcleo y las capas de aluminio de manera que pueden ser regulados tensando únicamente el núcleo de acero, es decir el punto de transición (Knee-Point) queda establecido en la condición de instalación. - Una desventaja se encuentra en las líneas de doble circuito, en las que las labores de tendido deben realizarse con uno de los circuitos en tensión. Al trabajar con hilos de aluminio “sueltos” durante las labores de regulado del conductor provoca una situación peligrosa para los operarios de líneas [9].

Los métodos de instalación y los accesorios para el conductor son prácticamente los mismos que los utilizados para ACSR convencional. El acero Invar es algo más débil que el hilo convencional de acero que limita su uso en áreas de alta carga de hielo y los efectos de compresión en los hilos de aluminio hacen que su velocidad de alargamiento térmico a alta temperatura sea incierta. 1) Ventajas y desventajas - La resistencia a la tracción del conductor es aproximadamente 8% más baja que el conductor convencional. Como el conductor tiene la misma estructura y tamaño que el ACSR, el método de encordado es también idéntico.


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- Tiene una temperatura de funcionamiento continua máxima de 210 ° C y puede llevar el doble de la capacidad actual del conductor ACSR. D. ACCC (Aluminum Conductor Composite Core) Este cable fue patentado por CTC de California, USA, y es proporcionado sólo por fabricantes aprobados por esta empresa. Es uno de los conductores más utilizados en la repotenciación de las líneas de transmisión, debido a que tiene bajo peso y una alta resistencia mecánica. El alma de este conductor es de un compuesto de fibra de carbono y vidrio de alta resistencia, las coronas o las capas conductoras que van sobre el núcleo son de aluminio recocido a altas temperaturas (1350-0), que permiten operar al conductor a temperaturas entre los 180 °C y 200 °C. Estos conductores presentan las mejores características mecánicas de todos los conductores, por lo que es utilizado para proyectos que demandan grandes esfuerzos mecánicos, como por ejemplo en el cruce de los ríos [12]. Fig. 5. Conductor ACCC/ TW (EPRI, DEMONSTRATION OF ADVANCED CONDUCTORS FOR OVERHEAD TRANSMISSION LINES) [13]

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E. ACCR® (Aluminum Conductor Composite Reinforced) Este cable es proporcionado exclusivamente por 3M® de Minneapolis, USA. Es un conductor bien acogido para la repotenciación de las líneas de transmisión por que presenta una baja flecha y transportan gran cantidad de potencia a altas temperaturas [14]. El alma de este conductor está formada por hilos resistentes a altas temperaturas. Los hilos del alma son de un compuesto metálico que contiene fibras de cerámica de óxido de aluminio, envejecidas en aluminio puro. Los hilos externos que rodean el núcleo del conductor están compuestos por una aleación de aluminio-zirconio; esta aleación consiste en que el zirconio se añade a altas temperaturas sin llegar a recocer el aluminio, de modo que al enfriarse la aleación mantenga su resistencia mecánica y aumente su capacidad para trabajar a altas temperaturas. 1) Ventajas y desventajas - El método de instalación es parecido al del conductor convencional. - Aumenta la capacidad de transmitir de 2 a 3 veces la corriente debido a que puede operar en forma continua a 210°C y regímenes de emergencia en hasta 240°C. - Tiene un costo elevado con respecto a otros conductores, sin embargo, tiene un buen comportamiento ante la corrosión pues no existe este problema debido a que el conductor en su totalidad es de aleación de aluminio. Fig. 6. Conductor ACCR (3M Corp.) (3M ACCR – CONDUCTOR DE ALTA CAPACIDAD Y BAJA FLECHA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AÉREAS) [15]

1) Ventajas y desventajas - Para una misma sección que un conductor ACSR, se dobla la capacidad de transmisión de potencia de la línea. - Su núcleo es 25% más fuerte que el acero y 60% más liviano, permitiendo aumentar el contenido de aluminio en más de 25%, sin aumentar el diámetro y peso. -En el caso de las líneas nuevas permite la disminución de la altura de las estructuras y el número de apoyos en toda la ruta de la línea. Este conductor tiene un costo elevado respecto a los conductores convencionales. - El comportamiento del núcleo permite prescindir de los sistemas de amortiguadores u otros sistemas para reducir la vibración del conductor.

V. “KNEE POINT” DE LOS CABLES HTLS EN RELACIÓN CON LA TEMPERATURA Y LA FLECHA En la figura 7 se presenta el comportamiento de la flecha con relación a la temperatura del cable, para los diferentes cables HTLS y un cable convencional ACSR. En esta gráfica se puede observar especialmente la temperatura para la cual se alcanza el punto de inflexión de la tensión conocido como “knee point” para el cual el comportamiento flecha/temperatura se allana, mejorando el comportamiento mecánico del cable. En esta gráfica se puede observar que:

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- El cable ACSR tiene el knee point más allá de los 200 °F (93° C), por lo cual no permite aprovecharlo. - En los cables tipo ACSS y GAP el knee point se define al momento de su instalación, por lo cual tienen un mejor comportamiento mecánico. - El cable INVAR tiene su knee point cerca de la temperatura del cable ACSR, pero soporta hasta 200 °C, por lo cual evidencia un buen comportamiento en altas temperaturas. - El cable ACCR presenta la mayor capacidad térmica de los cables HTLS existentes (high temperature behavior). - El cable ACCC presente la menor flecha de los cables HTLS existentes (low sag behavior) VI. METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN PROPUESTA PARA LA UTILIZACIÓN DE CABLES HTLS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EXISTENTES En la metodología sistemática se puede identificar de manera general las características técnico-económicas en los conductores, apoyos, cimentaciones, y demás aspectos que se deben tener en cuenta al momento de seleccionar, entre las diferentes alternativas que hay para los proyectos de repotenciación de líneas de transmisión existentes. Fig. 7. Caso de estudio conductores HTLS “Ampacidad vs. Temperatura” (IEEE, CASO DE PRUEBA DE REPOTENCIACIÓN) [16]

El proyecto por analizar es necesario mirarlo de forma holística, es decir saber cómo está la línea existente y que implicaciones va a tener cada uno de los elementos de la línea de transmisión con los que se van a repotenciar. A continuación, se explica de manera detallada los pasos de la metodología para repotenciar líneas de transmisión existentes, teniendo en cuenta la utilización de los cables HTLS. A. Datos generales de diseño En el inicio de la metodología se debe de tener en cuenta los datos generales de la línea de transmisión la cual se desea repotenciar, y se debe realizar algunas preguntas como las que se exponen a continuación: - ¿Cuál es el nivel de voltaje? - ¿Qué tipo de circuito tiene la línea? - ¿Cuál es la longitud de la línea? ¿la línea cuenta con torres o postes? B. Finalidad del proyecto En esta parte hay que elegir el objetivo de la repotenciación, ¿se desea obtener mayor corriente a transmitir, o se requiere reducir la flecha?, en caso tal que no se requiera ninguna de las dos premisas anteriores, no es recomendada esta metodología. 1) Mayor capacidad de corriente El usuario debe disponer de ciertos datos de entrada de la línea como, por ejemplo - Capacidad actual de corriente de la línea - Distancias de seguridad al suelo - Datos meteorológicos (velocidad de viento, temperatura ambiente, radiación solar, etc.) ¿Cuánta es la capacidad de corriente que se quiere aumentar?, es la pregunta que debe de hacerse el usuario porque a continuación encontrará unos rangos referenciales en los cuales se podría aumentar la capacidad de corriente utilizando cables HTLS sin impactar las estructuras de apoyo:

Por otro lado, se expone de manera secuencial y lógica los pasos que se deben ejecutar para estimar que tipo de conductor convencional o no convencional es adecuado desde el aspecto técnico-económico para el proyecto específico a realizar y poder tomar una decisión confiable.

- 130%-160% de la capacidad de trasporte del cable ACSR: se encuentran los cables no convencionales ACSS, GTACSR, ACCC. - 160%-180% de la capacidad de transporte del cable ACSR: se encuentra el cable con núcleo invar ZTACIR.


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Si se requiere aumentar la capacidad de transporte en más de 220%, descartar la opción de repotenciar mediante el remplazo de cables HTLS. Se sugiere construir una nueva línea de transmisión, utilizar un cable convencional de mayor sección y modificar las torres (teniendo muy presente los riesgos que implicaría), o proceder con las demás metodologías de repotenciación existentes. Cabe aclarar que este paso no es definitorio, es sólo orientativo, y se podría efectuar sólo si se supera el rango máximo de la capacidad de corriente requerida, dando así salida a la metodología propuesta. a) Información mecánica de la línea ¿Se conoce la información mecánica de la línea? Se debe contar con la suficiente información mecánica de la línea, como por ejemplo el peso, diámetro y tensión del conductor de fase, con el fin de comparar las características con el cable tradicional, como también es deseable tener la información de diseño de las cimentaciones y de los apoyos, con el fin de permitir modelar mecánicamente estos elementos: planos de taller, árboles de carga, planos de diseño, memorias de cálculo, modelos TOWER®, etc. Sí se conoce información de la línea: Debido a que se cuenta con la información, se debe continuar modelando la torre con un cable convencional que exija la línea al 100% de sus valores de carga de diseño. Si el usuario desea, puede aplicar un factor de seguridad teniendo en cuenta que las piezas de las estructuras no están nuevas. Luego de verificar si la estructura soporta las exigencias mecánicas dado el nuevo cable, se revisa si el conductor cumple con el valor de corriente que se desea alcanzar, teniendo adicionalmente presente la flecha máxima permitida. Si el conductor convencional no cumple, es necesario buscar alternativas con cables HTLS (ver literal (b)). No se conoce información de la línea: Ya que no se cuenta con información mecánica de la línea de transmisión, se debe asumir que la torre no resistiría sobrecargas de peso o tensiones adicionales generadas por un conductor de mayor diámetro, por lo cual se debe optar por un cable HTLS. b) Buscar cables HTLS Se busca entre las diferentes alternativas en tecnologías de cables HTLS, el conductor de fase que cumpla con: - menor o igual peso, diámetro y tensión mecánica de tendido que el cable actual. - mayor o igual capacidad de corriente de la que se desea.

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- menor o igual flecha que la del cable actual. c) Comparación económica Es necesario realizar la evaluación tanto de los costos de adquisición del conductor, refuerzos estructurales, cambio de herrajes, y en general todos los rubros asociados a los costos de capital al momento de la ejecución del proyecto -CAPEX-, así como también evaluar el costo de las pérdidas de energía, y erogaciones de capital que tenga a lo largo de la vida útil (OPEX). d) Evaluación final Por último, se hace indispensable hacer una evaluación general para el proyecto, optando por el mejor cable seleccionado para la repotenciación y que al mismo tiempo presente un costo adecuado. 2) Menor flecha para los cables El usuario debe disponer de ciertos datos de entrada de la línea como, por ejemplo: - Distancia al suelo - Datos meteorológicos (velocidad de viento, temperatura ambiente, radiación solar, etc.) - Distancias actuales - Información de la línea actual - Números de vanos críticos - Planos planta & perfil - Información de torres y cimentaciones Luego, es necesario conocer el porcentaje en el que se quiere reducir la flecha del cable actual, puesto que hay algunos rangos de referencia con base en la flecha de un cable convencional ACSR: - De 10% a un 25% menos flecha: considerar los cables ACSS, GTACSR, ZTACIR. - 50% menos flecha: considerar el conductor ACCR. hasta un 70% menos flecha: considerar el conductor ACCC. Si se requiere reducir en más de un 70% la flecha, no considerar ni cables convencionales, ni tampoco HTLS. a) Información mecánica de la línea Se debe contar con la suficiente información mecánica de la línea, como por ejemplo diámetro, constante catenaria (peso y tensión mecánica del cable), incluyendo la altura de las torres, con el fin de comparar las características con el cable tradicional, como también se hace necesario tener la información de diseño de las cimentaciones y de las torres que permita modelar mecánicamente estos elementos:

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planos de taller, árboles de carga, planos de diseño, memorias de cálculo, modelos TOWER®, etc. Sí se conoce la información de la línea: Buscar cables convencionales que tengan una capacidad de corriente igual o superior al conductor existente, para luego calcular la tensión mecánica y peso del conductor que se requiere para cumplir con la flecha deseada. Se debe modelar la torre con el cable convencional, exigiéndola al 100% de sus valores de carga de diseño. Si el usuario desea, puede aplicar un factor de seguridad teniendo en cuenta que las piezas de las estructuras no están nuevas. - Valorar cada opción en los siguientes aspectos: - Altura y peso de las torres - Modificación de Cimentaciones - Cambio de herrajes - Costos del cable Por último, se debe verificar que tanto la torre como el cable convencional elegidos soportan la tracción mecánica generada por el conductor, y cumplen con las distancias de seguridad, para luego evaluar el proyecto, dado el caso que no cumpla, se buscan conductores HTLS que ofrezca menor flecha (ver literal (b))). No se conoce la información de la línea: Se asume que las torres no soportan cargas mecánicas adicionales a las ejercidas por el cable actual, por lo cual se debe optar por un cable HTLS. b) Buscar cables HTLS Se busca entre las diferentes alternativas de conductores HTLS, el que ofrezca menor flecha y tenga iguales características a las de conductor convencional, teniendo en cuenta la máxima tensión EDS (Every Day Stress); este nuevo cable requiere tener al menos la misma capacidad de corriente que el actual. c) Comparación económica Es necesario realizar la evaluación tanto de los costos de adquisición del conductor, cambio de herrajes, y en general todos los rubros asociados al CAPEX del proyecto. También es posible incluir en la comparación económica los costos asociados a un posible realce de la torre. Realzar la torre: Es posible estimar esta opción para el proyecto, teniendo en cuenta los siguientes riesgos y costos.

Riesgos - Tiempos de ejecución - Ambiental - Predial - Seguridad - Indisponibilidad de la línea - Costos - Costo cable (suministro y tendido) - Costo herrajes (suministro y montaje) - Acero de las torres - Montaje de torres - Ingeniería d) Evaluación Es necesario sumar costos de cada una de las variables y seleccionar la más económica. VII. APLICACIÓN DE EJEMPLOS PRÁCTICOS Se desarrollaron y analizaron dos (2) ejemplos que exponen casos particulares de líneas de transmisión de energía eléctrica por repotenciar, como lo son i) transportar mayor corriente y ii) mejorar la flecha de una línea existente. Estos ejercicios de aplicación exponen de manera general el desarrollo de la metodología y muestran las significativas ventajas que tiene su implementación, la cual permite tomar decisiones relevantes dentro de la inversión (CAPEX) y cronograma de proyectos de infraestructura eléctrica asociada a redes de transmisión. Se utiliza el software CCP (Conductor Comparison Program), perteneciente a la compañía CTC GLOBAL desarrolladora del cable conductor ACCC. Con este software se evaluaron los principales parámetros de las diferentes tecnologías de conductores HTLS, como lo son su flecha y capacidad de corriente. A. Ejemplo mayor capacidad de corriente - Voltaje: 110 kV - No. de circuitos: 1 - Cable actual ACSR HAWK 477 kcmil = 242 mm² - Máxima temperatura de operación del cable ACSR: 75° C - Capacidad que se desea aumentar: 40% adicional - Radiación solar: 1066,9 W/m2 - Temperatura ambiente máxima promedio: 35° C - Temperatura ambiente promedio: 28° C - Factor de carga: 50% - Costo de la energía: 0,060 USD/kWh - Longitud de la línea: 10 km - Respetar la flecha del cable inicial a 75° C - No se conoce información de la línea actual - Tensión EDS: no más de 25%Tr (máxima tensión mecánica permitida en Colombia por el RETIE)


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Nota: La corriente actual del conductor ACSR es 576 A, y se desea aumentar hasta 807 A. B. Ejemplo menor flecha del conductor - Voltaje: 110 kV - No. de circuitos: 1 - Cable actual: AAAC 740.8 kcmil FLINT – 375 mm² - Máxima temperatura: 75° C - Radiación solar: 1066.9 W/m2 - Temperatura ambiente máxima: 35°C - Temperatura ambiente promedio: 28°C - Vano promedio: 1000 m - No se conoce los datos de la línea actual - Tensión EDS: no más de 25%Tr (máxima tensión mecánica permitida en Colombia por el RETIE) Nota: La flecha actual con corriente máxima de operación del conductor AAAC 740.8 kcmil es 61,27 m, y se desea reducir en por lo menos 8 m sin superar las condiciones mecánicas de la torre. C. Análisis de resultados Las líneas fueron evaluadas con conductores HTLS, debido a que no se contaba con información mecánica suficiente de las líneas a repotenciar, para poder así modelar la torre con cables convencionales que exigieran la línea al 100 % de sus valores de carga de diseño. Es de remarcar que esta es una de las situaciones más comunes para los casos de repotenciación/realce. Se validaron las características mecánicas y eléctricas de los conductores HTLS, priorizando el aumento de la capacidad de corriente y disminución de la flecha, las cuales fueron el principal objetivo de la repotenciación; al mismo tiempo se tuvo en cuenta la constante catenaria de los cables (tensión mecánica y peso), con el fin de que estos no llegasen a exigir mayores esfuerzos sobre las torres o superaran la máxima tensión EDS permitida en Colombia. La tabla I muestra un resumen de resultados para el ejemplo práctico (i), mayor capacidad de corriente. En ésta se puede evidenciar la corriente a temperatura ambiente que alcanzan los conductores HTLS, aumentando así un 40% la corriente en relación con el cable convencional. El conductor ACSS se evaluó con la máxima tensión EDS permitida en Colombia (25%), con el fin de que cumpliera con el requerimiento estipulado, los conductores HTLS tuvieron menor flecha que el cable ACSR, todos estos fueron evaluados con un vano promedio de 350 m.

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La tabla II muestra un resumen de resultados para el ejemplo práctico (ii), disminución de flecha. En ésta se evidencia la máxima flecha que logran reducir los conductores HTLS con una corriente promedio de 689 A, en relación con el cable AAAC, siendo los conductores ACCC y ACCR los únicos en cumplir con el requerimiento estipulado de reducir la flecha hasta 8 m; todos los conductores HTLS fueron evaluados con un vano promedio de 1000 m. D. Selección optima del conductor Los cables HTLS seleccionados fueron evaluados bajo los criterios de diseño estipulados en cada caso, a través del software CCP. Luego, se analizaron los costos asociados a cada cable, sin embargo, este costo no sólo tiene en cuenta el costo inicial del cable, el cual depende de la masa de éste, sino también lo que representa el costo de las pérdidas de energía por efecto joule para el proyecto, las cuales dependen en gran medida de la resistencia eléctrica del cable (para este caso están calculadas para una vida útil de 25 años). Estos costos son traídos a valor presente para poder valorar económicamente cada conductor. Para el caso i) el cable no convencional ACSS HAWK 242 (resaltado en rojo) cumple con los requerimientos técnico-económicos estipulados, mostrando el mejor balance entre costo de las pérdidas y costo inicial. Ver tabla III. Como se puede observar en la tabla IV, para el caso ii), el cable no convencional ACCR HAWK 238 (resaltado en rojo) cumple con los requerimientos técnico-económicos estipulados, mostrando el mejor balance entre costo de las pérdidas y costo inicial, comparado con el conductor ACCC. Los conductores ACSS, GTACSR Y STACIR no se evaluaron con respecto al costo total del cable, debido a que no cumplieron las restricciones técnicas.

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TABLA I Resumen evaluación cables HTLS mayor capacidad decorriente

conductores evaluados

corriente a temperatura ambiente (A)

Área (mm )

corriente a temperatura máxima (A)

vano promedio (m)

flecha (m)

ACSR

241,7

576(75°C)

748 (100 °C)

350

8,46

ACSS

241,7

811(110°C)

1299 (250°C)

350

8,45

GTACSR

247,8

810(113°C)

1260 (240°C)

350

8,27

STACIR

159,3

807(161°C)

1000 (240°C)

350

8,4

ACCC

177,4

808(158°C)

917 (200 °C)

350

4,94

ACCR

238,2

811(111°C)

1266 (240°)

350

6,98

corriente a temperatura máxima (A)

vano promedio (m)

flecha (m)

TABLA II Resumen evaluación cables HTLS menor flecha Área (mm )

conductores evaluados

corriente a temperatura ambiente (A)

AAAC

375,5

689(75°C)

826 (90°C)

1000

61,27

ACSS

135,2

689(154°C)

884 (250°C)

1000

73,76

GTACSR

247,8

691(92°C)

1260 (240°C)

1000

56,08

STACIR

159,3

691(125°C)

1000 (240°C)

1000

62,33

ACCC

150,6

690(145°C)

821 (200°C)

1000

46,5

ACCR

238,2

689(90°C)

1266 (240°C)

1000

52,75

TABLA III Selección del conductor óptimo para aumento de capacidad de corriente conductores evaluados

Código

Calibre

costo aprox. Conductor (USD/km)

Resistencia eléctrica AC 75ºC (ohm/km)

Precio cable (USD)

Costo total Perdidas 25 AÑOS (USD)

Costo total (USD)

ACSS

HAWK

242

4.800

0,14

48.000

199.740

247.740

GTACSR

HAWK

247,8

7.200

0,143

72.000

203.877

275.877

STACIR

159-160

159,3

12.000

0,209

120.000

298.468

418.468

ACCC

ZADAR

177

9.600

0,193

96.000

275.070

371.070

ACCR

HAWK

238

14.400

0,141

144.000

201.737

345.737

TABLA IV Selección del conductor óptimo para disminución de flecha costo aprox. Conductor (USD/km)

conductores evaluados

Código

Calibre

Resistencia eléctrica

Precio cable (USD)

Costo total Perdidas (USD) 25 AÑOS

costo total (USD)

ACCC

Helsinki

151

9.600

0,228

96.000

324.863

420.863

ACCR

HAWK

238

14.400

0,141

144.000

201.737

345.737


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VII. CONCLUSIONES

IX. REFERENCIAS

La metodología propuesta permite a los usuarios evaluar de manera sistemática las diferentes alternativas para la repotenciación de líneas de transmisión existentes por medio de cables tipo HTLS; entendiendo la repotenciación como el aumento de su capacidad de corriente, o la reducción de su flecha máxima. Más allá de los resultados encontrados específicamente para los 2 ejemplos prácticos analizados, se puede identificar varios elementos a resaltar en estos análisis:

WG B2.12, “Conductors for the Uprating of Overhead Lines”, CIGRE Technical Brochure No. 244, Abril 2004. pp. 26-30.

- De acuerdo con las condiciones requeridas, es posible encontrar al menos un cable HTLS que pueda sustituir un cable convencional en búsqueda de aumentar la capacidad de transporte de la línea o reducir la flecha máxima, sin modificar las cargas mecánicas que soporta la estructura.

Kavanagh T., Armstrong O., “An Evaluation of High Temperature Low Sag Conductors for Uprating the 220 kV Transmission Network in Ireland,” 45th International Universities Power Engineering Conference, 2010. pp. 3-5.

- Donde se requiera tener la menor flecha posible, como es el caso de cruce de ríos y/o vías, el cable HTLS que presenta un mejor comportamiento es el de núcleo de fibra de carbono y fibra de vidrio (ACCC), al contar con un bajo peso y alta resistencia mecánica. Cuando es requerido aumentar lo mayor posible la capacidad de transporte de corriente de la línea, la mejor opción resulta ser el cable ACCR, el cual soporta temperaturas máximas de hasta 240 °C. - Para la repotenciación de las líneas es posible analizar la opción de utilizar cables convencionales, considerando reforzar o realzar las torres, sólo si se posee información mecánica de las mismas, puesto que esta es una opción más económica en relación con construir nuevas líneas, o incluso frente a utilizar cables HTLS; sin embargo, se recomienda tener muy presente los riesgos que representa la realización de estas actividades. - Como se pudo observar en los casos analizados, el papel del costo de las pérdidas de energía es clave, por lo cual no se recomienda utilizar este tipo de tecnologías de repotenciación en líneas con longitudes muy grandes, o líneas con un factor de carga muy alto, puesto que las pérdidas de energía por efecto joule se incrementarían proporcionalmente, haciendo finalmente que el costo total del cable sea muy elevado y termine siendo inviable la solución. - En general los cables HTLS ofrecen varias ventajas en relación con la disminución de la flecha y el aumento de capacidad de corriente, según lo encontrado en la bibliografía, sin embargo, se deben evaluar cada uno de ellos bajo los parámetros de diseño propios de cada proyecto, tanto técnicos como económicos, con el fin de conocer cuál resulta ser el cable apto para la repotenciación. - Para mayor detalle sobre la metodología se puede consultar el documento completo del proyecto elaborado por los autores del presente artículo.

Mateescu, E.; Marginean, D.; Gheorghita, G.; Dragan, E.; “Uprating a 220 kV Double circuit transmission line in Romania; study of the possible solutions, technical and economic comparison”, IEEE 2009, pp. 2.

Kavanagh T., Armstrong O., “An Evaluation of High Temperature Low Sag Conductors for Uprating the 220 kV Transmission Network in Ireland,” 45th International Universities Power Engineering Conference, 2010, pp.33. Chasipanta, G., y Joaquin, A. (2011). estudio para repotenciacion de la linea de transmision Pucara-Mulalo a 138 kV (tesis de pregrado). Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador. pp. 42-43. Chan, R.; Clairmont, B.; Rueger, D.; Childs, D.; Karki, S. (2008). Demonstration of Advanced Conductors for Overhead Transmission Lines. EPRI, pp.45. Chan, R.; Clairmont, B.; Rueger, D.; Childs, D.; Karki, S. (2008). Demonstration of Advanced Conductors for Overhead Transmission Lines. EPRI. pp. 46-47. Chan, R.; Clairmont, B.; Rueger, D.; Childs, D.; Karki, S. (2008). Demonstration of Advanced Conductors for Overhead Transmission Lines. EPRI, pp. 46. Santos, M. L., Garraza, P. M., Sainz-Maza, A. J. M., & Florez, I. A. (2008, septiembre). Método de instalación de conductores tipo “GAP”. Análises de mecánica y electricidad, pp. 31-35. WG B2.12, “Conductors for the Uprating of Overhead Lines”, CIGRE Technical Brochure No. 244, Abril 2004. pp. 28.

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Chan, R.; Clairmont, B.; Rueger, D.; Childs, D.; Karki, S. (2008). Demonstration of Advanced Conductors for Overhead Transmission Lines. EPRI, pp.49. Chasipanta, G., y Joaquin, A. (2011). estudio para repotenciacion de la linea de transmision Pucara-Mulalo a 138 kV (tesis de pregrado). Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador. pp. 44-45. Chasipanta, G., y Joaquin, A. (2011). estudio para repotenciacion de la linea de transmision Pucara-Mulalo a 138 kV (tesis de pregrado). Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador. pp. 60. Chasipanta, G., y Joaquin, A. (2011). estudio para repotenciacion de la linea de transmision Pucara-Mulalo a 138 kV (tesis de pregrado). Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador. pp. 43-44. Chasipanta, G., y Joaquin, A. (2011). estudio para repotenciacion de la linea de transmision Pucara-Mulalo a 138 kV (tesis de pregrado). Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador. pp. 58. Chan, R.; Clairmont, B.; Rueger, D.; Childs, D.; Karki, S. (2008). Demonstration of Advanced Conductors for Overhead Transmission Lines. EPRI, pp.104. X. RESEÑA AUTOR(ES) Gabriel David Osorio Zuluaga. Ingeniero electricista de la Institución Universitaria Pascual Bravo. g.osorio@pascualbravo.edu.co Rigoberto Ruiz Carrascal. Ingeniero electricista de la Institución Universitaria Pascual Bravo. r.ruiz@pascualbravo.edu.co Alejandro Bustamante López. Ingeniero electricista de la Institución Universitaria Pascual Bravo. a.bustamante@pascualbravo.edu.co Diego Mauricio Tauta Rúa. En el año 2008 se graduó como ingeniero electricista de la universidad Nacional de Colombia sede Bogotá, y en 2012 obtiene el título de magister en ingeniería de la universidad de los Andes. Se ha desempeñado como ingeniero consultor de proyectos de transmisión de energía, específicamente en el diseño de líneas aéreas de alta tensión; actualmente lidera la Unidad Estudios y Asimilación Tecnológica en EPM, y se desempeña como docente de cátedra en la Universidad Pascual Bravo. d.tautaru@pascualbravo.edu.co


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Metodología para La Selección del Material del Aislamiento en Líneas de Transmisión de Alta Tensión Resumen—En el presente documento se pretende mostrar las principales ventajas de los aisladores poliméricos respecto de los tradicionales y viceversa, teniendo en consideración y como principal fuente de información y referencia, las diferentes investigaciones y artículos científicos y técnicos presentados por las empresas prestadoras de servicios públicos, constructores y diseñadores de líneas, empresas productoras de aislamientos, entidades de reconocimiento internacional como CIGRÉ, y en general, toda la información que proviniendo de fuentes reconocidas permita evaluar este tipo de elementos. Se encuentra que el uso de los aisladores poliméricos ha tenido un vertiginoso crecimiento en los últimos años a nivel mundial, especialmente por su comportamiento mejorado bajo condiciones de contaminación elevada; sin embargo, requieren consideraciones de diseño distintas a las que se han tenido comúnmente con los aisladores de porcelana y de vidrio. Abstract-- This document aims to show the main advantages of polymeric insulators compared to traditional insulators and vice versa, taking into account and, as the main source of information and reference, the different research, scientific and technical articles presented by the utilities, constructors, transmission lines designers, insulation suppliers, international recognized entities such as CIGRÉ and in general, all the information coming from recognized that sources allows to evaluate this type of elements. It is found that the use of polymeric insulators has had a vertiginous growth in recent years worldwide, especially for its improved performance under conditions of high pollution; however, they require design considerations different from those commonly encountered with porcelain and glass insulators.

AUTORES:

Santiago Bustamante Mesa Diego Mauricio Tauta Rúa Institución Universitaria Pascual Bravo Palabras Clave— Coordinación de Aislamiento, Aislador polimérico, aislador tradicional, SIR, EPDR Key Words— Isolation Coordination, Polymeric Insulator, Traditional Insulator, SIR, EPDR I. INTRODUCCIÓN El funcionamiento de una línea de transmisión, tanto en estabilidad como en calidad del servicio, depende en gran medida de su aislamiento. En una buena práctica, se requiere que el aislamiento cuente con una vida útil apropiada y que preste servicio durante el tiempo que se planea en el diseño de la línea de transmisión; pero en la realidad no siempre sucede así, y es cuando se ven aislamientos que, al ser sometidos a ciertas condiciones, aminoran su vida útil, presentando inconvenientes en la operación de la línea y la calidad del servicio. Las líneas de transmisión para transportar la energía de un punto a otro requieren en su mayoría recorrer grandes distancias, pues las centrales generadoras de electricidad suelen estar en lugares alejados de los centros de consumo, viéndose en algunos casos obligadas a estar sometidas a condiciones que pudiesen resultar adversas para los aisladores, si no se hace una adecuada selección de este.


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Normalmente, la selección del tipo de aislamiento no se hace de una manera concienzuda, evaluando los criterios técnicos más relevantes e influyentes en la vida del aislador como son niveles de contaminación, niveles de pluviosidad, fallas del aislamiento, comportamiento ante efecto corona, etc., lo cual permite determinar el aislador que tendría un mejor comportamiento según el ambiente en que estará instalado. Es así como se pretende establecer una guía procedimental con base en los conocimientos que se tienen actualmente en el desempeño de cada tipo de aislador según sea su naturaleza, y las condiciones a que se estima, será sometido a lo largo de su vida útil; para seleccionar el aislamiento que tendría un mejor margen costo beneficio. Este documento pretende agrupar algunas de las recomendaciones a tener en cuenta a la hora de seleccionar el aislamiento para una línea de transmisión de alta tensión, analiza las variables técnico-económicas para seleccionar la opción óptima, la necesidad de cada proyecto y el tipo de tecnología a utilizar en el aislamiento requerido; el proyecto está dirigido para todo aquel que construya líneas de transmisión sirviendo así como un manual de procedimientos, conocimientos y lineamientos para la selección del aislamiento a tener en cuenta en diseño y construcción de líneas de transmisión de alta tensión. II. AISLAMIENTO ELÉCTRICO Se define el aislador como un elemento de mínima conductividad eléctrica, diseñado de tal forma que permita dar soporte rígido o flexible a conductores o a equipos eléctricos y aislarlos eléctricamente de otros conductores o de la tierra [ HYPERLINK \l "RET13" 1 ] La finalidad del aislamiento eléctrico es separar dos puntos eléctricamente por medio de la interacción de un material que presente una gran oposición al paso de la corriente y según sea el caso, brindar soporte mecánico, refrigeración etc. Los aisladores eléctricos pueden ser clasificados por su composición (solidos, gaseosos y líquidos), o por su capacidad para regenerase al ser sometidos a un esfuerzo por parte de una sobretensión o falla. La propiedad más importante de un aislamiento sólido, líquido o gaseoso es su rigidez dieléctrica “Ec”. La rigidez dieléctrica es el cociente entre el nivel de tensión máximo admisible sin provocar la ruptura y la distancia entre los electrodos en los que está aplicada la tensión. La rigidez dieléctrica de un aislamiento depende de la forma de onda de la tensión, polaridad y duración, de la temperatura, presión y humedad del aislamiento, y de la forma geométrica y naturaleza de los electrodos. Para aislamientos expuestos al exterior el valor de la rigidez dieléctrica también está condicionado por la lluvia y el nivel de polución ambiental2].

La descarga disruptiva en un aislamiento es un fenómeno de naturaleza estadística, cuya probabilidad crece cuanto mayor es el nivel de tensión aplicada. Las funciones de probabilidad utilizadas que mejor representan el comportamiento de los distintos aislamientos eléctricos corresponden a la distribución de Gauss, la de Weibull y la de Gumbel. La distribución Gauss es la más extendida por su sencillez, al estar definida sólo por dos (2) parámetros: el valor medio U50 (nivel de tensión del 50 por 100 de probabilidad de producir descarga disruptiva) y la desviación típica, z (diferencia entre el valor medio y la tensión del 16 por 100 de probabilidad de producir descarga). Algunos aislamientos recuperan íntegramente sus propiedades aislantes tras la descarga disruptiva, mientras que otros las pierden. A los primeros se les denomina aislamientos autoregenerables y a los segundos aislamientos no autoregenerables. A título de ejemplo, el aire es un aislamiento autoregenerable, y los sólidos son aislamientos no autoregenerables [ HYPERLINK \l "Jua13" 2 ]. Los elementos encargados del aislamiento en las líneas de transmisión de energía eléctrica son, además del aire, las cadenas de aisladores que se encargan de dar soporte a los conductores soportando el esfuerzo mecánico que estos ejercen respecto de la torre y se encuentran ubicados en dos grandes grupos: los tradicionales, vítreos y cerámicos, y los poliméricos. Las propiedades eléctricas y el comportamiento de los diferentes tipos de aisladores, depende en gran medida de sus propiedades superficiales como la hidrofobicidad y de los cambios de estas propiedades en el tiempo. A. Aisladores cerámicos tipo suspensión “De acuerdo con la norma ANSI C29.1 3], una unidad aisladora de suspensión es un ensamble de una pieza de porcelana y herrajes metálicos, provista de medios de acoplamiento no rígidos, a otras unidades o herrajes terminales.” [ HYPERLINK \l "GAM18" 4 ]. En 4], se definen como partes de un aislador típico de suspensión, los siguientes elementos: • • • • • • • •

Esmalte Arena cerámica Cemento Ojal o cuenca Pintura bituminosa Campana metálica Cuerpo cerámico Perno metálico (pasador o bola)


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1): Esmalte Escénicamente las funcione que desempeña el esmalte en un aislador de porcelana, son primero la de brindar las características estéticas que requiera el medio en que será instado, además de facilitar una superficie que por medio del lavado natural permita mantener el elemento lo más limpio posible. En segundo lugar, el esmalte brinda a la porcelana del aislador características mecánicas haciendo que este sea más robusto.

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Además de las propiedades de material aislante, debe agregarse una tecnología de diseño que asegure a las piezas las condiciones necesarias para soportar severos esfuerzos electromecánicos sin perder sus propiedades.” [ HYPERLINK \l "GAM11" 5 ] Figura 1 Partes de aislador de suspensión tipo Cuenca y Bola [6]

2): Cemento “La unión del cuerpo de porcelana a los herrajes se hace con cemento Portland, de bajo coeficiente de expansión, que da a los aisladores un alto grado de confiabilidad y un excelente comportamiento respecto a las exigencias, tanto mecánicas como eléctricas” [ HYPERLINK \l "GAM18" 4 ]. 3): Pintura bituminosa Básicamente la pintura bituminosa o asfáltica cumple dos funciones dentro del aislador polimérico y son primero la de dar protección a los herrajes frente a los ataques químicos provenientes del cemento, y en segundo lugar, establecer una junta entre el herraje y el cemento que absorba las expansiones resultado de cambios de temperatura en la estructura del aislador. 4): Herrajes Metálicos Los herrajes son elementos metálicos que sirven para sujetar una pieza de aislador con otra, estos pueden ser según la elección del tipo “Clevis” y del “Ball & Socket” conocidos también con el nombre de “Pasador-ojal” y “Cuenca y bola” respectivamente. “Las campanas se fabrican de acero forjado, hierro maleable o aluminio. Las partes ferrosas, distintas del acero inoxidable, se deben galvanizar según las especificaciones existentes para galvanizado en caliente de herrajes en hierro y acero (Norma ASTM A-153).”4]. 5): Cuerpo cerámico “La porcelana eléctrica posee excelentes propiedades para ser utilizada como aislante eléctrico, tales como alta resistencia dieléctrica, alta resistencia mecánica, elevado punto de fusión, inercia química, etc. Estas propiedades se obtienen mediante la adecuada combinación de materiales cerámicos, especialmente arcilla, feldespato y cuarzo. La arcilla permite una buena plasticidad que facilita la formación del aislador; el feldespato desempeña el papel de fundente y provoca la vitrificación de la porcelana y el cuarzo permite controlar el coeficiente térmico de expansión de la misma.

B. Aisladores de vidrio Luego de su fabricación, el vidrio es sometido a un proceso de recocido en el que se eliminan las tensiones internas que se crearon en su fabricación. “Para esto, se eleva su temperatura hasta un límite que no produzca deformaciones y a continuación se enfría lentamente para evitar que se puedan crear gradientes de temperatura que generen nuevas tensiones. Este tratamiento mejora las propiedades del vidrio, en particular las características mecánicas” [7]. 1): Proceso de templado “El templado es un tratamiento térmico que se da al vidrio, con una primera etapa de equilibrio, para homogeneizar las temperaturas, y una segunda de enfriamiento de las zonas exteriores con el fin de crear en él unas tensiones de compresión en la superficie y de extensión en el interior, lo que le confiere muchas ventajas, entre ellas, la de aumentar la resistencia a las solicitudes de origen mecánico o térmico.

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El proceso de templado dota al vidrio de una gran resistencia estructural y exige un gran nivel de calidad, en su fabricación y controles, para evitar defectos, y con el fin de que su fiabilidad sea la requerida en la función que tiene que desarrollar” [7].

Figura 3 Modelos típicos de herrajes terminales [8]

C. Aisladores poliméricos Los aisladores compuestos o poliméricos son relativamente nuevos frente a sus pares tradicionales. En general se desarrollan como una alternativa que permitiera la construcción de nuevas líneas de transmisión con cualidades especiales. Básicamente, consisten en la combinación de varios elementos que cumplan de manera conjunta con los requerimientos del aislador. Figura 2 Partes de un aislador compuesto. [8]

Para redes de distribución que suelen tener esfuerzos de hasta 70 kN, se suelen fabricar de acero fundido, en los casos en que esta fuerza es excedida, se suelen emplear herrajes de acero forjado. 2): Varilla o núcleo La varilla es fabricada en resina reforzada con fibra de vidrio por un proceso continuo de pultrusión. Esta tiene como función transmitir la carga desde el herraje inferior provocada por el cable, hacia el herraje superior para finalmente transmitir el esfuerzo a la torre.

Los herrajes terminales suelen ser de metales como acero forjado o aluminio. Para los herrajes de aisladores de líneas se ha conseguido un alto grado de estandarización para garantizar una sustitución fácil de aisladores convencionales existentes por soluciones con aisladores compuestos. La varilla de resina reforzada con fibra de vidrio absorbe las cargas mecánicas que pueden ser tensión, flexión o compresión. También puede ser una combinación de las tres cargas dependiendo de la aplicación y las variaciones de carga. Los materiales para el revestimiento son tan diversos como los correspondientes métodos de fabricación. No obstante, la experiencia presente en servicio ha demostrado que ciertos materiales muestran un comportamiento óptimo. [8] 1): Herrajes Los herrajes son elementos metálicos ubicados en los extremos del aislador y cumplen la función de sujetar el cable del aislador, y a su vez este de la torre, siendo el elemento encargado de hacer el acople mecánico del aislador.

En el proceso de fabricación, según la cantidad de resina y de fibra de vidrio, se obtienen diferentes resistencias y diámetros, para conseguir una adhesión mejor a la resina. La matriz de resina es hecha basándose en características eléctricas definidas, de modo que estas no se modifiquen en el tiempo. El alongamiento de la rótula de resina debe tener el mismo coeficiente de elasticidad de la rótula de fibra de vidrio para evitar fracturas o fisuras en el momento de ser sometidas a cargas, hoy en día las resinas más utilizadas son las epoxi. Según sea la adición del material de relleno a la matriz de resina, esta puede tomar un aspecto transparente u opaco, cuando se controlan meticulosamente las materias primas, se seleccionan de manera estricta los parámetros del proceso y se aplican controles estadísticos, los dos tipos de varilla presentan comportamientos en servicio, excelentes y fiables. Una de las principales fallas en la varilla se denomina rotura frágil o “brittle fracture” y se debe a la presencia de corrosión por tensión electrolítica, por un ataque acido destructivo sobre la fibra de vidrio seguido por un fallo mecánico en el aislador cuando las restantes fibras no son capaces de soportar la tensión mecánica a que quedan sometidas. Investigaciones realizadas por CIGRE e IEEE han demostrado que fibras de vidrio con bajos o nulos contenidos de boro, presentan una disminución considerable en este tipo de falla [8].


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El fabricante, según sea la necesidad planteada, podrá diseñar varillas para aplicaciones de tensión mecánica o flexión, además de combinar estas características, según la carga a soportar, la resistencia a la rotura por flexión y el movimiento admisible bajo carga en servicio. 3): Revestimiento o chaqueta El objetivo de un aislador eléctrico es el de diferenciar eléctricamente o crear un aislamiento entre conductor – tierra o conductor – conductor, evitando de esta manera arcos eléctricos o flameos. De manera simplificada, el flameo o arco eléctrico puede manifestarse debido a sobretensiones o por efecto de la disminución de la distancia de fuga por efecto de la contaminación. Desde que se desarrollaron e implementaron los aisladores poliméricos en líneas de transmisión, se han probado y ensayado varios tipos de materiales para la construcción de la chaqueta del aislador; una encuesta llevada a cabo por el grupo de trabajo CIGRE B2.03 en el año 2000, demuestra que la mayoría de las aplicaciones con aisladores compuestos se emplea goma de silicona como material de revestimiento, y materiales como EPDM, entre otros, ocupan un papel menos importante [8]. Mientras que la distancia de arco o longitud del aislador determina el comportamiento de este bajo sobretensiones, la geometría (de las aletas) y la hidrofobicidad, son factores decisivos para el comportamiento en condiciones de contaminación. 4): Evolución de los aisladores poliméricos Estos remontan sus orígenes a los años 1940 cuanto se usaron materiales orgánicos para la fabricación de aisladores de uso interno en alta tensión partiendo de resinas epoxi. Para la siguiente década se descubrió que el trihidrato de alúmina aumentaba la resistencia al rastreo, aunque no fue hasta la década de 1960 que se desarrollaron aisladores poliméricos para líneas de transmisión y ser finalmente puestos en funcionamiento alrededor del mundo en los años cercanos a 1980 [9]. “Los primeros polímeros usados para fabricar aisladores eléctricos fueron el bisfenol y la resina epoxi cicloalifática, introducidos comercialmente a mediados de la década de 1940, la resina epoxi bisfenol aún es usada en la fabricación de aisladores para uso interno. En el año de 1957 fue introducida la resina epoxi cicloalifática (CE), y llega a Inglaterra para ser usada en la elaboración de aisladores eléctricos de usos exterior en el año de 1963. Esta es superior al bisfenol debido a su mayor resistencia a las formaciones de carbono. Sin embargo, los primeros aisladores comerciales instalados en Estados Unidos fallan poco tiempo después de ser instalados.

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Los aisladores poliméricos para uso exterior en líneas de transmisión se desarrollaron en Alemania en 1964, y fueron desarrollados por otros países a finales de los años sesenta y principios de los setenta por países como Inglaterra, Francia, Italia y EE.UU.” [9]. Tabla I Primera generacion de ailadores polimericos apra lineas de transmisión [9]. Compañía

Mater ial

Año

País

Ceraver

EPR

1975

Francia

Ohio Brass

EPR

1976

USA

Rosenthal

SIR

1976

Alemania

Sediver

EPR

1977

USA

TDL

CE

1977

Inglaterra

Lapp

EPR

1980

USA

Reliable

SIR

1983

USA

EPR:

Caucho de etileno y propileno

SIR:

Goma de silicona

CE:

Resina epoxi cicloalifática

III. HIDROFOBICIDAD La humectabilidad es la propiedad que tiene un material respecto de su comportamiento cuando es sometido a humedad, y puede ser generalmente dividida en materiales hidrófobos e hidrófilos, siendo los primeros, materiales que repelen el agua o que en cuya superficie no se forma una película de agua, sino que esta permanece en gotas separadas, mientras que el segundo favorece la creación y sostén de la película de agua, creando así un camino eléctrico que disminuye la distancia de fuga y facilita la conducción de electricidad y la descarga disruptiva. La experiencia en servicio ha mostrado que la cualidad de «hidrofobia» es decisiva para un funcionamiento fiable en condiciones de contaminación sin medidas de mantenimiento preventivo tal como limpieza o engrasado. Figura 4 Comportamiento hidrofílico de la superficie [8].

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Figura 5 Comportamiento hidrófobo de la superficie [8].

IV. ACTUALIDAD DEL MERCADO DE AISLADORES ELÉCTRICOS Desde sus orígenes, los mercados de aisladores han sufrido grandes transformaciones, ya sea por la implementación de nuevas herramientas para la selección del aislador, por la implementación de nuevos rangos de voltaje o por el desarrollo de nuevos materiales para la fabricación de los mismos como respuesta a las necesidades del sector eléctrico, es así como dando respuesta a estas necesidades, el consumo de aisladores ha evolucionado para adoptarse a las diferentes exigencias que el medio pueda establecer sobre este. A continuación, se presenta un breve informe [10] sobre el estado del mercado de aisladores en el mundo. Éste muestra una estimación de los valores de consumo de los aisladores de alta tensión en el mercado internacional, desglosado en: aisladores vítreos, cerámicos y de materiales compuestos. Figura 6 Mercado Mundial de aisladores por Tipo 2010 [10]

GLASS

CERAMIC

COMPOSITE

Figura 7 Mercado Mundial de aisladores por Tipo 2015 [10]

GLASS

CERAMIC

COMPOSITE

Figura 8 Mercado Mundial de aisladores por Tipo 2010 - 2015 [10]

GLASS

CERAMIC

COMPOSITE

V. VENTAJAS DE LOS AISLADORES POLIMÉRICOS FRENTE A LOS TRADICIONALES Los aisladores poliméricos o compuestos, presentan grandes ventajas frente a los aisladores tradicionales, principalmente en líneas de ultra alto voltaje y en líneas de carácter especial como las compactas; esto se debe en gran medida a su peso ligero, siendo éste para una cadena de características equivalentes en porcelana, de alrededor del 10% y dando sobre una misma longitud de la cadena, mayores distancias de fuga; además de diferentes distancias según sea el criterio del fabricante o los requerimientos del diseñador de la coordinación de aislamiento. Debido a su bajo peso, los aisladores poliméricos también han sido usados para dar solución a diferentes tipos de problemas en los que el uso de la alternativa tradicional se presentaría como una alternativa poco fiable, es el caso de uso como espaciadores en líneas de transmisión compactas, para evitar el galope y reducir el movimiento de los conductores.


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Para situaciones en las que la línea de transmisión es construida en lugares que presentan niveles de contaminación de medio a muy alto según las características expuestas en la tabla 1 de la norma IEC 60071-2, es recomendable el uso de los aisladores poliméricos, pues sus características de hidrofobicidad y capacidad de recuperación de la misma (específicamente para la goma tipo SiR), hacen que su comportamiento este por encima de los aisladores tradicionales. Otra ventaja notable es la resistencia mecánica que presentan los aisladores poliméricos, que al poseer un núcleo de resina reforzado con fibra de vidrio, permiten una gran resistencia a la tensión, flexión y compresión. En general las ventajas que ofrecen los aisladores poliméricos son las siguientes: - Peso ligero - menores costos de construcción y transporte. - Resistencia al vandalismo - menos daño por arma de - fuego. - Alta relación de resistencia a peso - vanos más largos / nueva torre - Mejor rendimiento bajo condiciones de contaminación. - Mejora estética en la línea de transmisión. VI. FALLAS AISLADORES POLIMÉRICOS Las primeras generaciones de aisladores poliméricos experimentaron problemas bastante graves, tales como el rastreo, la erosión, laceraciones por corona, aflojamiento de los accesorios y unión insuficiente entre la chaqueta y el núcleo. Estos problemas fueron casi eliminados a través del desarrollo de nuevas técnicas y tecnologías de fabricación además de la implementación de nuevos y mejores materiales. [11] A.Fractura frágil (Brittle Fracture) La falla más frecuente en los aisladores poliméricos es denominada fractura frágil o “Brittle Fracture”, y se produce por la introducción de pequeñas cantidades de agua en la varilla de fibra de vidrio, y suele estar relacionado con fallas en el punto triple y efectos adversos por acumulación de campo eléctrico y efecto corona. En el denominado punto triple, que es la ubicación en que la chaqueta de polímero se une con la varilla de fibra de vidrio y el accesorio final de sujeción, el cruce de estos tres materiales aumenta la probabilidad de falla por fracturas generadas dada el agua atrapada contra la varilla de fibra de vidrio, pues el cruce de los materiales aumenta la probabilidad de fallo en el sello. Sobre esto, los fabricantes han centrado su atención en procura de lograr una mayor eficiencia en los sellos con miras a aumentar la fiabilidad del punto triple y es así como se encuentran hoy en día en el mercado una gran cantidad de sellos e incluso muchas combinaciones de los mismos.

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Para mitigar la fractura frágil causada por la humectación de la varilla de fibra de vidrio, se aplica una capa de pintura resistente a los rayos UV, siendo esta la única protección que tiene frente el efecto de los fenómenos naturales. Además de esto, en general los fabricantes han puesto particular empeño en mejorar los sellos del punto triple aumentando la fiabilidad del aislador. Otra posibilidad para la introducción de partículas de agua al interior del aislador se crea con las altas concentraciones de campo eléctrico superficial y consecuente efecto corona, al ser este último capaz de modificar los enlaces en el polímero con el bombardeo de grandes cantidades de energía y dar como resultado lo que se conoce como corte corona o ruptura de la chaqueta y por consiguiente una falla por fractura frágil. El efecto corona también puede acarrear consigo pérdida de hidrofobicidad en la chaqueta del aislador permitiendo la circulación de pequeñas corrientes superficiales y la formación arcos de banda seca a través de las gotas de agua y segmentos de contaminación acumulados, que resultan en la erosión del material. Finalmente, al ocasionarse el efecto corona se pueden presentar gases ozono, monóxido de nitrógeno, el cual evoluciona a dióxido de nitrógeno y a ácido nítrico en ambientes húmedos, el cual finalmente puede atacar el triple punto. Como una medida para la mejora de los aisladores poliméricos, varios fabricantes se han focalizado en solucionar los problemas históricos que han presentado estos aisladores, siendo estas fallas: fractura frágil, penetración de humedad y corte o fisuras por efecto corona, para solucionar eso se han incorporado las siguientes soluciones: - Un anillo de corona que proporciona una excelente protección al material, pues distribuye de manera más homogénea el campo eléctrico evitando la saturación de este, la creación de coronas y por último las descargas de banda seca. - Varios puntos de sellador, siendo de esta manera redundantes en su utilización, dando así un punto con una gran resistencia a la permeabilidad y penetración de humedad. B. Rayos UV La luz ultravioleta es uno de los principales factores responsables de la degradación de los aisladores poliméricos, las principales fuentes de luz ultravioleta son el sol, la formación de efecto corona y la actividad de arcos de banda seca en la superficie del aislador. [12]

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La energía de la luz solar que es destructiva para los aisladores poliméricos se encuentra entre los 320 y 270 nm de longitud de onda. Esta energía representa menos del 5% del total de la energía enviada del sol a la tierra. La absorción de la radiación UV por parte de los aisladores, resulta en la degradación química y mecánica de la estructura del aislador lo que afecta el comportamiento dieléctrico e hidrófobo del aislador. La degradación ocurre dependiendo la longitud de onda y la longitud de la radiación. El grado de afectación puede variar por condiciones como la estación del año, la elevación, la altitud y el tiempo del día. Lo efectos degradantes se aceleran aún más si hay presencia de humedad en el aire que circunda el aislador [12]. Es de remarcar que varios han demostrado que la degradación natural de los aisladores afecta en muy baja medida su capacidad aislante. C. Erosión por corrientes de fuga A medida que la superficie del aislador gana humedad, disminuye su resistencia eléctrica y se presentan pequeñas corrientes intermitentes que circulan por las partículas de agua. La disipación de energía aumenta la temperatura y esta a su vez disminuye la resistencia del aislador, ocasionando pérdidas de la capacidad aislante del material [5]. Lo anterior aumenta la posibilidad de flameo del aislador, pues las distancias eléctricas son disminuidas conforme se pierde resistencia al paso de la corriente a nivel superficial. Las corrientes de fuga laceran la superficie del material reduciendo las dimensiones de la chaqueta, por consiguiente, modificando las condiciones físicas de la misma. Con el paso de las corrientes, que en general siguen los mismos caminos eléctricos desembocando reiteradamente en los mismos puntos o puntos adyacentes, se consigue que las chaquetas sean rotas y se disminuya la distancia de fuga. Con la erosión de la chaqueta, se pierde el blindado contra la humedad y se permita la entrada de esta hacia el interior del aislador, lo que puede terminar en la humectación de la varilla de fibra de vidrio y posterior mente en una falla mecánica del elemento. Los surcos dejados tras la acción de las corrientes de fuga modifican de manera física la superficie, dejando lugar a surcos o puntos en los que las partículas de agua son alojadas lo que termina por reducir aún más la distancia de fuga y contribuye con la formación de un mayor número de corrientes de fuga y de mayor magnitud.

VII. METODOLOGÍA PROPUESTA PARA LA SELECCIÓN DEL MATERIAL DE MATERIAL DE LOS AISLADORES EN LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN Con la metodología expuesta a continuación, se pretende mostrar las bondades que presentarían la selección de uno u otro material según su composición para la línea de trasmisión. La propuesta integra las principales características y factores que influyen tanto en la vida útil del aislador, como su comportamiento ante diferentes situaciones. A. Ubicación geográfica 1): Nivel de contaminación en el sector Cuando el nivel de contaminación es, según la norma IEC 60071-2, fuerte o muy fuerte, se sugiere usar aisladores poliméricos de tipo SiR. Nivel fuerte: - Áreas con alta densidad de industrias, suburbios de grandes ciudades con calefacción - Áreas próximas al mar o expuestas a vientos relativamente fuertes provenientes del mismo. Muy fuerte: - Áreas sometidas a humos contaminantes. - Áreas muy próximas al mar sujetas a vientos muy fuertes - Áreas desiertas expuestas a vientos muy fuertes que contienen arena y sal. 2): Humedad del sitio En vista del carácter hidrófobo de los aisladores poliméricos e hidrófilo de los aisladores tradicionales, siempre y cuando no se les aplique ningún tipo de material hidrófobo en la superficie, resulta mejor la utilización de aisladores poliméricos en sitios en los que la humedad del ambiente o zona sea alta. 3): Topografía del sector del sector Para la selección del material del aislador, resulta de poca o nula importancia este parámetro de selección, siempre y cuando no haya problemas de acceso al mismo. Tanto los aisladores poliméricos como los tradicionales serian alternativas viables.


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4): Dificultad de acceso

B. Características eléctricas de la línea de transmisión

Por el peso total de la cadena de aisladores, que resulta en una reducción del 90% para los poliméricos respecto de los tradicionales, resultaría en términos generales más cómodo el transporte de la cadena de aisladores poliméricos.

1): Tipo de línea (tradicional o compacta)

Salvo en algunas excepciones, como las líneas de transmisión de extra alto voltaje o líneas de 500 kV en adelante, que tienen unas cadenas de aisladores de longitudes considerables, resultaría más cómodo el transporte de aisladores poliméricos. Para el caso de las líneas de más de 500 kV podría ser más cómodo, pero llevaría más tiempo el transporte de los aisladores tradicionales que vienen por unidades individuales dispuestas en disco para ser ensamblados en el lugar de instalación. 5): Flora y fauna asociadas al sector Si se tienen datos de que la zona en que serán instalados los aisladores ha ocurrido ataques de aves u otros animales en los aisladores poliméricos, resultaría ventajoso el uso de aisladores tradicionales, pues estos no son en general un foco de ataque por parte de los animales.

Para las líneas tradicionales en el caso de que se desee con una misma estructura instalar un conductor de mayor sección y por consiguiente de mayor peso, resultaría ventajoso el uso de aisladores poliméricos, pues el peso que se reduciría en las cadenas de aisladores podría ser usado para suplir las necesidades mecánicas a que diera lugar la instalación de los cables. Para las líneas de tipo compactas, se sugiere la utilización de aisladores poliméricos debido principalmente a la distancia de fuga que presenta este tipo de tecnología, que en una misma longitud de arco seco podría brindar varias soluciones para la distancia de fuga. Además de esto, si se tienen en consideración los aspectos mecánicos y la reducción de apoyos, la disminución el peso de los aisladores impactaría directamente sobre la selección de los apoyos.

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Los aisladores poliméricos para uso exterior en líneas de transmisión se desarrollaron en Alemania en 1964, y fueron desarrollados por otros países a finales de los años sesenta y principios de los setenta por países como Inglaterra, Francia, Italia y EE.UU.” [9]. Tabla I Primera generacion de ailadores polimericos apra lineas de transmisión [9]. 2): Nivel de tensión eléctrica En líneas de 500 kV en adelante se sugiere la implementación de aisladores poliméricos. Por sus requerimientos eléctricos estas líneas requerirían de una cantidad apreciable de discos de aisladores tradicionales con el fin de cumplir con las pautas de la coordinación de aislamiento de manera general, la longitud final de arco seco se vería reducida con la utilización de aisladores poliméricos, pues cumpliendo con la distancia de arco seco establecida en la coordinación del aislamiento, el ingeniero proyectista podría pedir a la empresa que fabrica los aisladores, la distancia de fuga que necesita de manera específica para la línea de transmisión. Adicionalmente, en líneas de transmisión con voltaje igual o superior a 230 kV donde se requieren altos niveles de aislamiento, el costo total de la cadena puede ser representativamente más bajo con aisladores poliméricos. C. Tensión mecánica de la red En general, los aisladores poliméricos tienen un mejor comportamiento en los esfuerzos mecánicos, por esto, si se proyecta una línea de transmisión en la que se quiera un mejor grado de confiabilidad en los aspectos mecánicos, la alternativa que se presentaría como optima seria la utilización de aisladores compuestos. VIII. CONCLUSIONES En el presente documento se realiza una breve recopilación de las principales características de los tres (3) principales materiales para construcción de aisladores eléctricos en líneas de transmisión. Específicamente para los aisladores poliméricos, se evidencia que éstos traen consigo varios beneficios técnicos, económicos y estéticos. Lo anterior se evidencia especialmente en el mercado de aisladores a nivel mundial, el cual ha tomado un giro importante hacia la utilización de aisladores poliméricos.

Aunque los aisladores poliméricos de las primeras generaciones presentaron varias falencias, en general estas graves fallas han sido estudiadas y solucionadas por los fabricantes dando como resultado unos productos de alta calidad. Existen características como el envejecimiento y la biodegradación, que, si bien son señales de alerta, no se ha logrado demostrar el real impacto en el comportamiento de los aisladores. Es evidente que ciertas ventajas de estos aisladores sobresalen para casos específicos, en los cuales la utilización de estos resulta ser una excelente elección técnico-económica (requerimientos mecánicos altos, niveles de contaminación fuerte o muy fuerte, líneas compactas, extra altos voltajes). Para los demás casos, la selección de estos aisladores frente a los cerámicos o de vidrio no representa mayor ventaja competitiva; por lo cual se recomienda analizar aspectos más generales como la disponibilidad del mercado, contratos de suministro existentes, disponibilidad de stock, etc. No se puede desconocer que hay parámetros que hacen de los aisladores poliméricos una mala elección, como ejemplo, en zonas en las que se tengan registros de ataques por parte de las aves hacia los aisladores. Finalmente, el elemento clave para garantizar el adecuado comportamiento de los aisladores durante su vida útil, tanto poliméricos como convencionales, es realizar una rigurosa construcción de las especificaciones técnicas para su adquisición, teniendo en cuenta las características de la zona en que serán instalados, las recomendaciones de fabricantes reconocidos, experiencias del equipo de mantenimiento, otras empresas; sin olvidar las recomendaciones para su montaje. IX. REFERENCIAS X. RESEÑA AUTORES Santiago Bustamante Mesa, Ingeniero Electricista de la Institución Universitaria Pascual Bravo, Actualmente estudiante de especialización en Transmisión y Distribución de Energía de la Universidad Pontificia Bolivariana. san.bustamante@pascualbravo.edu.co Diego Mauricio Tauta Rúa. En el año 2008 se graduó como ingeniero electricista de la universidad Nacional de Colombia sede Bogotá, y en 2012 obtiene el título de magister en ingeniería de la universidad de los Andes. Se ha desempeñado como ingeniero consultor de proyectos de transmisión de energía, específicamente en el diseño de líneas aéreas de alta tensión; actualmente lidera la Unidad Estudios y Asimilación Tecnológica en EPM, y se desempeña como docente de cátedra en la Universidad Pascual Bravo. d.tautaru@pascualbravo.edu.co


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Teoría del Valor en Riesgo (VAR) aplicada al Estudio de la Demanda de Energía Eléctrica y Gas Natural en Colombia, bajo escenarios estocásticos de Normalidad y Valor Extremo, en el Contexto de Imperfecciones de Mercado y Cambio Climático Resumen—La teoría del valor en riesgo (VAR) ha tenido una amplia aplicación en las finanzas para estimar escenarios donde puede incrementar el nivel esperado de pérdidas generadas por la transacción de títulos valor y colocación de créditos (Alonso& Luis Berggrun, 2015). La demanda de electricidad al igual que los mercados financieros, enfrenta escenarios de incertidumbre, generados por cambios en las temperaturas, en particular, la presencia de fenómenos del Niño y la Niña, donde se altera el nivel de precipitaciones, por ende, la oferta del parque energético nacional, altamente dependiente de la hidrología. El propósito de esta investigación es aplicar la teoría VAR al caso de la demanda de energía eléctrica en Colombia, para determinar los niveles esperados de pérdida, en el peor de los escenarios, para el mercado mayorista, a partir de su capacidad de responder a las necesidades de demanda, considerando el comportamiento de los precios de energía en bolsa, así como la evolución de los precios de energéticos sustitutos, como el caso del gas natural, y combustibles líquidos. El diseño metodológico implementado se sustenta en la construcción de modelos VAR, empleando distribuciones estadísticas, en particular, la distribución normal y la distribución de valor extremo, usando como insumos, series históricas de temperaturas, demandas y precios de energía eléctrica, y de, demandas y precios de gas natural, bajo las modalidades de contrato y subasta, incluyendo los mecanismos de indexación presentes para la fijación de precios, dentro del marco regulatorio legal, establecido en Colombia.

AUTOR: Romel Rodríguez Hernández Unidad de Planeación Minero Energética - UPME Los resultados muestran una potencial subestimación de las pérdidas bajo distribución normal, y con niveles de confianza inferiores al 98%, tanto en la modelación de la demanda de energía como en la demanda de gas natural, así como los precios de la e l e c t r i c i d a d , s u s s u s ti t u t o s , y l a s v a r i a b l e s macroeconómicas (índice de precios al consumidor y tipo de cambio) que afecta la indexación de precios. Por último, los escenarios de stress - testing, evidencian la necesidad de incrementar el nivel de coberturas para el mercado energético, bien sea a través de opciones (que también se modelan bajo distribución normal y de valor extremo) o mediante la diversificación de la matriz energética, reduciendo la dependencia de la hidrología nacional, para minimizar el nivel de pérdidas del mercado mayorista nacional de energía eléctrica. Abstract - Value at Risk (VAR) is a theory with relevant application in the corporate and public finance to estimate any outlook where the expected level of loss can increase because the trade of securities and loans in capital markets. Both the demand for electricity and financial markets are affected by uncertain views because of changes in weather, the presence of Niña & Niño phenomena where it produces disruption in rainfall, then the change in the supply for energy, who is explained in a major percentage by hydrology. This paper aims to apply the VAR models by using statistical distributions, the normal and extreme value distributions, in particular, to measure the demand for power (natural gas and electricity). The inputs employs for this exercise are the statistical series in: temperatures, demand and prices of electricity (contracts and auctions for the case of prices) and natural gas (contracts for prices), historical level of water for hydrological sources. The time horizon goes from 2006 to 2017 (monthly frequency)


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The results show a potential underestimation of losses under normal distribution, with confidence levels lower than 98%. This is a fact both in prices and demand of energy as in prices and demand of natural gas. In addition, the stress – testing exercise makes evident about the requirement of increase the coverture level for energy market by using options or the diversification of energy matrix for the reduction of the hydrology dependence that the power demand has presented historically for the Colombian case.

Gráfica 1. Representación del VAR

Palabras Clave: Valor en Riesgo (VAR), Distribución de Valor Extremo, Mercados de Energía, Volatilidad, Energía Eléctrica, Gas Natural.

El vector L/P es el vector pérdida /ganancias o Lost /Profit. No obstante, en las estimaciones que se hicieron con el software Matlab, se estima el VAR a partir del vector ganancias/ pérdidas, esto es, asumiendo como variaciones positivas, las ganancias, y tomando los cambios negativos, como pérdidas, cuando refiera a demanda de energéticos.

Key Words: Value at Risk (VAR). Extreme Value Distribution, Energy Markets, Volatility, Electricity Energy, Natural Gas. I. INTRODUCCCION. DEFICIONES BÁSICAS. LA TEORÍA DE VALOR EN RIESGO (VAR) Valor en Riesgo (Value at Risk por sus siglas en inglés) es la medida de riesgo más empleada en mercados financieros para determinar la máxima perdida esperada a la que se expone un inversionista en el mercado, por adquirir un activo (Dowd, 2002), el cual, puede cambiar su valor presente (Valor de mercado), aumentando o reduciéndose, por cambios en las condiciones de mercado, que no están en capacidad de ser controladas por el inversionista o tenedor del activo (riesgo sistemático). Dado que no se puede tener una certeza del 100%, de la cuantía exacta en que puede variar el valor de un activo, el VAR tiene que estimar una confianza estadística, esto es, condicionar a una probabilidad de ocurrencia, el valor máximo de pérdida esperada que intenta medir. Así mismo, la estimación del VAR exige una distribución estadística de probabilidades de los rendimientos del activo, que por aspectos prácticos, se asume, es una distribución normal. El inconveniente de asumir una distribución normal, se da, en activos cuyo rendimiento es altamente volátil, esto es, que experimenta altas variaciones en períodos cortos (un día), por lo cual, la media o promedio de rendimientos históricos deja de ser una medida de tendencia central confiable, para explicar el rendimiento del activo. En síntesis, el VAR requerirá de dos parámetros: el horizonte de tiempo, y el nivel de confianza. Usualmente el horizonte se toma en días, mientras, el nivel de confianza es al menos, del 95%. En la medida que la confianza es más alta, el VAR debe ser mayor, porque abarca un mayor número de escenarios donde el activo puede depreciarse.

1–

0

VAR (

) Vector L/P

Si se asume un del 1%, significa que sólo en 1 de 100 casos, o un día dentro de los próximos 100, el activo podría obtener una pérdida mayor al VAR, siempre y cuando el mercado opere en condiciones normales. Si se define R t como el rendimiento del activo, mientras Vo su valor inicial, entonces el VAR se puede definir como (Alonso, Op. Cit.:

VAR = Vo - Vo * (1 + R t )

(1)

Como se asume que R t sigue una distribución normal, con media y varianza 2 entonces los rendimientos del activo vendrán dados por: Rt = (2) + Z1 * El valor negativo de , indica que se está modelando el extremo de pérdidas. Reemplazando (2) en (1) se obtiene:

VAR =

-

+

*

Z1

(3)

Alternativamente, se puede modelar de forma independiente la varianza, a través de un modelo de heterocedasticidad condicional, GARCH: 2 t

=

0

+

i =1

i

2

t -i

+

p j

=1

j

2

t- j

(4)

El valor obtenido de t2 para los períodos t + i condicionados a la información disponible en t, y reemplazado en (3) determinará una estimación alterna del VAR. II. VAR EN EL ANÁLISIS DEL MERCADO ENERGÉTICO PARA LA ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS NATURAL A NIVEL NACIONAL El análisis VAR aplicado al mercado energético, tiene como justificación, la alta volatilidad que presenta el


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comportamiento de sus series históricas, lo cual lleva a que se requiera mediciones que permitan estimar el impacto de cambios significativos en el comportamiento de variables como la demanda de electricidad y gas natural, como consecuencia de aspectos que afectan su tendencia, como son los fenómenos climáticos. En el caso del Fenómeno de la Niña, hay un riesgo de fuerte caída en el nivel de los precios, así como un riesgo de menor demanda, dada la mayor oferta disponible, así como el estar asociada, en el caso de Colombia, en la región Andina, a menores niveles de temperaturas. Para el ejercicio VAR se han considerado las siguientes variables: - Demanda de Energía Eléctrica - Demanda de Gas Natural - Precio de la Energía Eléctrica por Subastas - Precio de la Energía Eléctrica por Contratos - Precios del Gas Natural (Regulado) - Flujos de entrada de agua en parques hídricos (metros cúbicos por segundo) El VAR, en el caso de la demanda de energía eléctrica y el gas natural determinará la potencial pérdida por la mayor disminución posible del consumo, con una confianza del 99%, haciendo la estimación de la pérdida con un horizonte de 10 años. En el caso de los precios de energía eléctrica, la estimación del VAR determinará la potencial pérdida por caída en el nivel de precios (si se trata de una sobre oferta de energía) o la potencial ganancia (en caso de un exceso de demanda). En lo que respecta a los flujos de entrada de aguas en parques hídricos su estimación se hace para establecer la mayor pérdida por la potencial caída en el nivel de flujos, en respuesta a un Fenómeno del Niño, que en el caso de Colombia reduce el nivel de precipitaciones. De forma alterna, la estimación del VAR para fuentes hídricas, puede identificar la pérdida potencial por sobre – oferta, esto, como consecuencia, de un Fenómeno de la Niña, que al incrementar el nivel de lluvias, obliga a los parques hídricos a abrir compuertas para evitar el desbordamiento de la presa. III. VALOR ESPERADO DE COLA (ETL) Y VAR PARA DIFERENTES PERÍODOS DE ANÁLISIS. El valor esperado de cola (Expected Tail Loss), que se define por ETL, determina el promedio de las pérdidas que se generan, dado que éstas superan el VAR, con una confianza de 1 – α, usualmente el 99%. Matemáticamente se define como:

ETL

t-1

= E ( Xt / Xt

VAR t

t-1

)

(5)

NOVIEMBRE 2018

El ETL nos dice, dado que el nivel de pérdida superase el VAR en el 1% de los casos (asumiendo una confianza del 99%), es decir en uno de los próximos 100 días, cuál sería el valor de ésta pérdida (Melo & Granados, 2010). Para la estimación del VAR para horizontes mayores a un día, considerando el horizonte en n días, a partir del VAR diario su estimación es:

VAR

t+ n

= VAR t *

n

(6)

Dado que la frecuencia de la información es mensual, y se toma las variaciones interanuales de precios, demanda y flujos de entrada, se ajustan los rendimientos a variaciones diarias mediante la expresión:

) 1 / 365 (7)

= (1+

Donde es el rendimiento o variación diario, mientras, es la variación anual. Para el ajuste de la desviación estándar, se usa la expresión:

=

n

(8)

De esta manera, se consigue expresar el VAR, el ETL, y la varianza de las variaciones de demandas, precios y flujos de agua, con frecuencia diaria. IV. DISTRIBUCIONES DE VALOR EXTREMO La distribución de valor extremo (EVT, Extrem Value Theory), se caracteriza por su asimetría, de forma que el promedio deja de ser una medida principal de tendencia central, además de estimar estadísticos con iguales niveles de confianza (Gráfica 2). Las estimaciones de VAR en términos conceptuales, empleando distribuciones de valor extremo, son similares, respecto al uso de la distribución normal; no obstante, con EVT, los valores de los percentiles son más altos, por ende, a iguales niveles de α:

VAREVT

VARNORMAL

(9)

ESEVT

ESNORMAL

(10)

ESEVT VAREVT

ESNORMAL

VARNORMAL

(11)

107


REVISTA

108

NOVIEMBRE 2018

Gráfica 2. Representación de una Distribución Estadística de Valor Extremo (EVE).

El VAR al 99% para la demanda de EE indica que en uno de los próximos 100 días, la pérdida por cada 100 pesos invertidos para atender la demanda, es 0.26 (Gráfica 5). El VAR al 99% para la demanda de GN indica que en uno de los próximos 100 días, la pérdida por cada 100 pesos invertidos para atender la demanda, es 2.1, casi 8 veces el valor de la EE (Gráfica 6).

1–

Gráfica 4. VAR Distribución Normal. Precio EE Contratos VAR (

)

VAR Contratos Vector L/P

Dentro de las distribuciones EVT más empleadas, se encuentran la Distribución Gumbel y la Distribución Cornish – Fisher. Para el análisis VAR hecho en este ejercicio se emplea la distribución Gumbel, cuya distribución de probabilidad esta dada por:

X) =

( - -

(

F (X) = P (

(12)

Las estimaciones de VAR por Gumbel son mayores a las obtenidas por VAR asumiendo distribución Normal,ajustándose más a la realidad, cuando se modelan series con altos niveles de volatilidad. V. ESTIMACION DE VAR PARA EL MERCADO ENERGÉTICO CON DIFERENTES HORIZONTES Y NIVELES DE CONFIANZA El VAR al 99% para el precio de energía eléctrica por subastas, es 0.096, es decir, que en uno de los próximos 100 días, la pérdida por cada 100 pesos invertidos por el generador, es 0.09. A 20 días, el VAR se ubica en 0.4 (Gráfica 3), es decir se cuadruplica, en caso de mantener invertido el activo (vender el servicio, bajo condiciones normales). El VAR al 99% para el precio de EE por contratos, indica, que en uno de los próximos 100 días, la pérdida por cada 100 pesos invertidos por el generador, es 1.6. A 20 días, el VAR se ubica en 3.2 (Gráfica 3), es decir se duplica, en caso de mantener invertido el activo (vender el servicio, bajo condiciones normales).

8 6 VaR 4 2 0 20

15

10

5

Horizonte

0 0.9

0.92

0.94

0.96

1

0.98

Nivel de Confianza

Fuente: Cálculos del Autor

El VAR al 99% para el precio de GN indica que en uno de los próximos 100 días, la pérdida por cada 100 pesos invertidos en los generadores, por caída en el precio, es 1.41 (Gráfica 7). El VAR al 99% para el nivel de aguas en fuentes hídricas, indica que en uno de los próximos 100 días, la pérdida por cada 100 pesos invertidos en los generadores, debido a una caída en nivel de flujos de agua, es 2.11 en presencia del fenómeno del Niño (Gráfica 9). 8). El VAR al 99% para el nivel de aguas en fuentes hídricas, indica que en uno de los próximos 100 días, la pérdida por cada 100 pesos invertidos en los generadores, debido a un aumento en nivel de flujos de agua, es 7.85, en presencia del fenómeno del Niño (Gráfica 9). Gráfica 5. VAR Distribución Normal. Demanda EE

Gráfica 3. VAR Distribución Normal. Precio EE Subastas

Normal VaR Demanda EE

VAR Precios Energía

1.5 4 3 VaR

VaR

2

1 0.5

1

0 20

0 -1 20

15

10 Horizonte

5

0

0.9

0.92

Fuente: Cálculos del Autor

0.94

0.96

Nivel de Confianza

0.98

1

15

10

Holding period

5

0 0.9

0.92

Fuente: Cálculos del Autor

0.94

0.96

Confidence level

0.98

1


REVISTA

Normal VaR Demanda GN

Normal VaR Nivel Aguas Fenómeno Niño

10

15

VaR 5

VaR

10 5

0 20

15

10

Horizonte

5

0 0.9

0.94

0.92

0.98

0.96

0 20

1

Nivel de Confianza

Gráfica Precio GN

7.

VAR

15

10 Horizonte

Fuente: Cálculos del Autor

Distribución

Normal.

Normal VaR Precio GN

5

0 0.9

0.92

0.98

Nivel de Confianza

Fuente: Cálculos del Autor

Las estimaciones de VAR con modelos GARCH, se muestran en las gráficas 10 – 17. Allí se pueden inferir los siguientes elementos:

4 2

15

10 Horizonte

5

0 0.9

0.92

0.94

1

0.98

0.96

La estimación de VAR para todos los casos es mayor respecto a la estimación bajo Normalidad, lo que infiere, el impacto de la volatilidad de las series, en la determinación de ganancias o pérdidas.

Nivel de Confianza

El VAR es aún más alto, al estimarse con GARCH, en precios por subastas respecto a precios por contratos.

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 8. VAR Distribución Normal. Nivel de Aguas Fuentes Hídricas. Fenómeno del Niño Normal VaR Nivel de Aguas Fenómeno Niña

Gráfica 10. VAR GARCH Precio EE Subastas

40 30 VaR 20 10 0 20

0.94

0.96

VI. ESTIMACION DE VAR EN MERCADOS DE ENERGÍA NACIONALES MEDIANTE MODELOS GARCH

6

0 20

109

Gráfica 9. VAR Distribución Normal. Nivel de Aguas Fuentes Hídricas. Fenómeno de la Niña

Gráfica 6. VAR Distribución Normal. Demanda GN

VaR

NOVIEMBRE 2018

15

10 Horizonte

5

0 0.9

0.92

0.94

0.96

0.98

1

Nivel Confianza Fuente: Cálculos del Autor

Fuente: Cálculos del Autor

1


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NOVIEMBRE 2018

Gráfica 11. VAR GARCH Precio EE Contratos

- Con un 99% de confianza, si las pérdidas rebasan al VAR, el valor esperado de la pérdida por cada COP 100 invertidos en la atención de la demanda de gas natural, es de COP 2.3 si se asume normalidad y 3.4 si se asume EVT. Luego, la normalidad, subestima potencialmente en 50% las pérdidas en gas natural.

Gráfica 13. VAR GARCH Demanda GN

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 12. VAR GARCH Demanda EE

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 14. VAR GARCH Precios GN

Fuente: Cálculos del Autor

- El VAR de Gas natural es aproximadamente 1.5 veces el VAR de Energía Eléctrica, lo que implica, que la inversión hecha en gas natural, reviste mayor riesgo de pérdida. - El VAR por variaciones en el precio de gas natural, ha tenido un repunte en los últimos tres años, similar a lo acontecido durante la primera mitad de la década anterior. - Potencialmente, el mayor VAR para un escenario de Fenómeno de la Niña, indica que bajo este evento, por el impacto en precios, hay un riesgo de pérdida asociada, significativamente mayor con relación a la presencia del fenómeno del Niño.

Fuente: Cálculos del Autor


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Gráfica 15. VAR GARCH Nivel de Aguas Aportes Hídricos.Fenómeno del Niño

NOVIEMBRE 2018

- La subestimación del riesgo es mayor en el escenario del fenómeno de la Niña, considerando el mayor diferencial en favor de las distribuciones EVT. - En todos los casos, la distribución que más castiga la volatilidad de los datos es la Gumbel; las diferencias en entre Cornish – Fischer y Normalidad se hacen visibles con niveles de confianza mayores al 96%.

Gráfica 17. Comparativo VAR Precios EE Subastas

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 16. VAR GARCH Nivel de Aguas Aportes Hídricos. Fenómeno de la Niña

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 18. Comparativo VAR Precios EE Contratos Fuente: Cálculos del Autor

VII. COMPARACION ESTIMACIONES DISTRIBUCIÓN NORMAL VS EVT

VAR

El análisis comparativo de las estimaciones de VAR bajo normalidad y EVET (Cornish – Fisher y Gumbel) se muestra en las gráficas 17 – 23. De allí se desprenden, las siguientes observaciones: - La subestimación de VAR es más alta, al asumir una distribución normal de las variaciones, en cuanto a precios, en los mercados de energía eléctrica. - En cuanto a demandas de energéticos, la mayor subestimación del riesgo, al emplear normalidad, esta en la demanda de gas natural.

Fuente: Cálculos del Autor

111


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NOVIEMBRE 2018

Gráfica 19. Comparativo VAR Demanda EE

Gráfica 22. Comparativo VAR. Aportes Hídricos. Fenómeno del Niño

Fuente: Cálculos del Autor

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 23. Comparativo VAR. Aportes Hídricos. Fenómeno de la Niña

Gráfica 20. Comparativo VAR Demanda GN

Fuente: Cálculos del Autor

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 21. Comparativo VAR Precio GN

VIII. ESTIMACION DE ETL EN MERCADOS DE ENERGÍA BAJO NORMALIDAD Y EVT La última parte del análisis se relaciona con la estimación del valor esperado de cola o Expected Short Fall (ETL), el comparativo de los resultados obtenidos de ETL entre las distribuciones Normal y Gumbel, y la estimación del ETL para diferentes niveles de confianza entre 90% y 99%m y horizontes de análisis de 1 a 20 días. Las gráficas 24 – 44 muestran para cada uno de los siete elementos, entre precios, demanda y fuentes hídricas, el comparativo del cálculo del ETL. A partir de los resultados obtenidos, se concluye: - El ETL es muy próximo al VAR en las estimaciones bajo normalidad, en las demandas de energía eléctrica y gas natural.

Fuente: Cálculos del Autor

- EL ETL tiende a estar más alejado del VAR en cuanto refiere a precios de electricidad por contratos y subastas, y en precios del gas natural.


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Gráfica 24. VAR – ETL Normal Subastas EE

NOVIEMBRE 2018

113

Gráfica 26. ETL Normal Subastas EE ETL Precios Energía

0.5

4.5

VaR at 99% CL = 1.6008

Probability

0.4 0.3

4 3.5

ETL

ETL = 1.87

0.2

2 1.5 1 20

0.1 0

15 10 5

-4

-2

Periodo de Análisis

0 2 Loss (+) / Profit (-)

0.9

0.91

0.92

0.93

0.6

0.5

VaR at 99% CL = 2.2469

0.4

Nivel de Confianza

0

1

Loss (+) / Profit (-)

2

3

Probability

0.5

0.1

-1

0.99

0.6

0.2

-2

0.98

Gráfica 27. VAR – ETL Normal Contratos EE

ETL = 2.8675

0.3

-3

0.97

0.96

- El ETL del precio de la electricidad en lo que refiere subastas, en términos relativos, superior en 20.1% al precio del gas natural; en cuanto al precio de los contratos de electricidad, supera en 4% su ETL al estimado para gas natural.

Gumbel VaR and ETL Precios EE

-4

0.95

- Se presenta un incremento sustancial en el ETL al comparar normalidad con EVT en precios y demanda de energía eléctrica y gas natural.

Gráfica 25. VAR – ETL Gumbel Subastas EE

Probability

0

0.94

Fuente: Cálculos del Autor

Fuente: Cálculos del Autor

0

3 2.5

0.3

0.1

- Con un 99% de confianza, si las pérdidas rebasan al VAR, el valor esperado de la pérdida por cada COP 100 invertidos en la atención de la demanda de gas natural, es de COP 2.3 si se asume normalidad y 3.4 si se asume EVT. Luego, la normalidad, subestima potencialmente en 50% las pérdidas en gas natural.

0

- Bajo distribución Gumbel, el ETL está más alejado con respecto al VAR en el mercado de gas natural, así como en el comportamiento de las fuentes hídricas bajo la presencia tanto de Fenómeno del Niño como del Fenómeno de la Niña.

ETL = 1.7106

0.2

Fuente: Cálculos del Autor

- En el caso de la demanda de EE, la subestimación de pérdidas esperadas es del 50%, pero la magnitud es sólo el 13% en términos relativos, del ETL estimado para gas natural.

VaR at 99% CL = 1.4908

0.4

-3

-2

-1

0 1 Loss (+) / Profit (-)

Fuente: Cálculos del Autor

2

3


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114

NOVIEMBRE 2018

Gráfica 31. VAR – ETL Gumbel Demanda EE

Gráfica 28. VAR – ETL Gumbel Contratos EE

Gumbel VaR and ETL Demanda EE 4

0.7 0.6 0.4 0.3

Probability

VaR at 99% CL = 2.0182 ETL = 2.5246

0.5

Probability

3.5

0.2

VaR at 99% CL = 0.36037

2.5

ETL = 0.45162

2 1.5 1

0.1 0

3

0.5

-3

-2

-1

0 1 Loss (+) / Profit (-)

2

0

3

-0.5

-0.4

-0.3

Fuente: Cálculos del Autor

-0.2

-0.1

0.4

0.5

Gráfica 32. ETL Normal Demanda EE

ETL Contratos

Normal ETL Demanda EE

8

1.5

6 ETL 4

ETL

1 0.5

2 0 20

15

10 Horizonte

5

0 0.9

0.92

0.94

0.98

0.96

0 20

1

15

10

5

Horizonte

Nivel de Confianza

0 0.9

0.92

0.96

0.94

1

0.98

Nivel de Confianza

Fuente: Cálculos del Autor

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 33. VAR – ETL Normal Precio GN

Gráfica 30. VAR – ETL Normal. Demanda EE Normal VaR and ETL Demanda EE

Normal VaR and ETL Precio GN

0.7

3.5

0.6

3

0.5

VaR at 99% CL

2.5

Probability

Probability

0.3

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 29. ETL Normal. Contratos EE

= 0.26537

2

ETL =

1.5

0.30496

VaR at 99% CL = 1.4068

0.4

ETL = Gráfica 34. VAR – ETL Gumbel Precio GN

0.3

1.6148

0.2

1

0.1

0.5 0

0 0.1 0.2 Loss (+) / Profit (-)

-0.5

-0.4

-0.3

-0.2

-0.1

0 0.1 0.2 Loss (+) / Profit (-)

Fuente: Cálculos del Autor

0.3

0.4

0.5

0

Fuente: Cálculos del Autor

-3

-2

-1

0 1 Loss (+) / Profit (-)

2

3


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NOVIEMBRE 2018

115

Gráfica 37. VAR – ETL Gumbel Demanda GN

Gráfica 34. VAR – ETL Gumbel Precio GN Gumbel VaR and ETL Precio GN

Gumbel VaR and ETL Demanda GN

0.8 0.6

VaR at 99% CL = 1.9059

Probability

Probability

0.5

ETL = 2.3851

0.4 0.2

VaR at 99% CL = 2.7185

0.4

ETL = 3.3953

0.3

0.2

0.1

0

-3

-2

-1

0 Loss (+) / Profit (-)

1

2

3

0

-4

-3

-2

Fuente: Cálculos del Autor

-1

2

3

4

Gráfica 38. ETL Normal. Demanda GN

Normal ETL Precio GN

Normal ETL Demanda GN

8

15

6

ETL 4

ETL

10 5

2

15

10 Horizonte

5

0 0.9

0.92

0.94

0.96

0.98

0 20

1

Nivel de Confianza

15

10 Horizonte

Fuente: Cálculos del Autor

0 0.9

0.94

0.92

1

0.98

Nivel de Confianza

Gráfica 39. VAR – ETL Normal Aportes Hídricos. Fenómeno de la Niña Normal VaR and ETL Nivel Aguas Fenómeno de La Niña

Normal VaR and ETL Demanda GN

0.5

5

0.96

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 36. VAR – ETL Normal Demanda GN

0.12

0.4

0.1

VaR at 99% CL = 2.0139 ETL = 2.3075

0.3 0.2

Probability

Probability

1

Loss (+) / Profit (-)

Fuente: Cálculos del Autor

Gráfica 35. ETL Normal. Precio GN

0 20

0

VaR at 99% CL = 7.8493

0.08

ETL = 8.9951

0.06

0.04

0.1 0

0.02

-4

-3

-2

-1

0 1 2 Loss (+) / Profit (-)

Fuente: Cálculos del Autor

3

4

0

-15

-10

-5

0

5

Loss (+) / Profit (-)

Fuente: Cálculos del Autor

10

15


REVISTA

114 116

NOVIEMBRE 2018

Gráfica 43. VAR – ETL Gumbel Demanda GN Aportes Hídricos. Fenómeno del Niño Gumbel VaR and ETL Fenómeno Niño

Gráfica 40. VAR – ETL Gumbel Demanda GN Aportes Hídricos Fenómeno de la Niña

Probability

0.15

Probability

0.5

Gumbel VaR and ETL Fenómeno de La Niña

VaR at 99% CL = 10.5986

0.1

ETL = 13.2391

0.4

ETL = 3.5166

0.3 0.2 0.1 0

0.05

VaR at 99% CL = 2.8263

-4

-3

-2

-1

0 1 2 Loss (+) / Profit (-)

3

4

Fuente: Cálculos del Autor

0

-15

-10

-5

0 5 Loss (+) / Profit (-)

10

15

Gráfica 44. ETL Demanda GN Aportes Hídricos. Fenómeno del Niño Normal ETL Nivel de Aguas Fenómeno Niño

Fuente: Cálculos del Autor

15

Gráfica 41. ETL Normal Aportes Hídricos. Fenómeno de la Niña ETL

Normal ETL Nivel de Aguas Fenómeno Niña

10 5

40

0 20

30 ETL 20

10

5

0 0.9

0.92

0.98

0.96

0.94

1

Nivel Confianza

Gráfica 42. VAR – ETL Normal Aportes Hídricos. Fenómeno del Niño Normal VaR and ETL Nivel Aguas Fenómeno Niño

0.4 Probability

0 0.9

0.92

0.94

0.96

0.98

1

Nivel de Confianza

CONCLUSIONES 15

Fuente: Cálculos del Autor

VaR at 99% CL = 2.1076

0.3

2.4071

0.2 0.1

-3

-2

-1

0 1 2 Loss (+) / Profit (-)

Fuente: Cálculos del Autor

3

El presente artículo ha tenido como objetivo, mostrar la aplicación del concepto de Valor en Riesgo VAR al análisis de los mercados energéticos en Colombia, en particular, en electricidad, gas natural y fuentes hídricas. Los resultados muestran niveles de riesgo moderados, que incrementan significativamente cuando se abandona el supuesto de normalidad, y se emplea EVT (Cornish Fisher – Gumbel). La principal utilidad de éste análisis, es la opción que brinda, de estimar las pérdidas potenciales en generación, por una caída en la demanda de electricidad y gas, o por la volatilidad de precios, que es exacerbada por el marco regulatorio y la presencia de fenómenos externos como el Niño y la Niña, que potencian este nivel de pérdidas en que puede incurrirse. BIBLIOGRAFÍA

ETL =

-4

5

Fuente: Cálculos del Autor

Horizonte

0

10 Horizonte

10 0 20

15

4

Alonso, Julio Cesar & Luis Berggrun. Introducción al Análisis Financiero (2015). Bogotá: Ecoe Ediciones. Concentra (2017). Informes Mensuales de Demanda de Gas Natural. Dowd, Kevin (2002). Measuring Market Risk. Chichester: John Wiley & Sons. Melo, Luis Fernando y Joan Camilo Granados (2010). Regulación y Valor en Riesgo. En: Borradores Semanales Banco de la República. Bogotá. XM (2017). Informes Mensuales de Aportes Hídricos. XM (2017). Informes Mensuales de Demanda de Energía Eléctrica


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REVISTA

NOVIEMBRE 2018


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