REVISTA 8

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www.cidet.org.co Edición N° 8 • Mayo de 2013 • ISSN 2145-2938

C o r p o r a c i ó n C e n t r o d e I n v e s t i g a c i ó n y D e s a r r o l l o Te c n o l ó g i c o d e l S e c t o r E l é c t r i c o

Caracterización sectorial: consideración de la realidad empresarial para la formación del capital humano

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C o r p o r a c i ó n C e n t r o d e I n v e s t i g a c i ó n y D e s a r r o l l o Te c n o l ó g i c o d e l S e c t o r E l é c t r i c o

Edición Número 8 – mayo de 2013 La Revista CIDET es una publicación de periodicidad semestral de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET), cuyo propósito es la divulgación de los adelantos, logros y retos científicos, profesionales, técnicos, regulatorios y normativos para el desarrollo y fortalecimiento del sector eléctrico colombiano. La responsabilidad por los contenidos y opiniones de los artículos publicados en la revista recae exclusivamente sobre los autores. Los artículos publicados en la revista pueden ser reproducidos con fines académicos citando la fuente y autores.

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REVISTA CIDET Edición N° 8, mayo del 2013 ISSN 2145-2938 EDITOR GENERAL RUBÉN DARÍO CRUZ RODRÍGUEZ Director I+D+i CIDET

EDITORA ASOCIADA María Cecilia García Londoño Líder Capacitación CIDET

COMITÉ EDITORIAL ROSS BALDICK

HORACIO TORRES SÁNCHEZ

Profesor e Investigador Universidad de Texas (EE. UU.)

Profesor e Investigador Universidad Nacional de Colombia

CARMEN LUISA VÁSQUEZ

JORGE WILSON GONZÁLEZ SÁNCHEZ

Profesora e Investigadora Unexpo (Venezuela)

Profesor e Investigador Universidad Pontificia Bolivariana

ARTURO GALVÁN DIEGO

JOHANN FARITH PETIT SUÁREZ

Profesor e Investigador Instituto de Investigaciones Eléctricas (México)

Profesor e Investigador Universidad Industrial de Santander

GERMÁN MORENO OSPINA Profesor e Investigador Universidad de Antioquia

COORDINACIÓN EDITORIAL LUZ ZORAIDA DÍAZ TOBÓN

MARTHA PATRICIA GIRALDO GIRALDO

Líder Mercadeo y Comunicaciones CIDET

Comunicadora CIDET

CORPORACIÓN CENTRO DE INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO TECNOLÓGICO DEL SECTOR ELÉCTRICO (CIDET) Carlos Ariel Naranjo Valencia

SANTIAGO TABARES JARAMILLO

Director Ejecutivo

Director Evaluación de la Conformidad

Federico Cabal Durango

JUAN PABLO ROJAS DUQUE

Director Administrativo y Financiero

Director Oficina CIDET Bogotá

Contenido Editorial Caracterización sectorial: consideración de la realidad empresarial para la formación del capital humano ����������������������������������������������������������������������������������������������������� 6 Sector eléctrico colombiano: un reto vigente para el Sistema Nacional de Formación de Capital Humano ������������������������������������������������������������������������ 9 Mónica Marcela Montoya Giraldo, Rubén Darío Cruz Rodríguez

Competencias laborales para el sector eléctrico colombiano: la clave para un sector de talla mundial �������������������������������������������������������������������������������������������������19 Mónica Marcela Montoya Giraldo, Rubén Darío Cruz Rodríguez

Energías renovables en Colombia: una alternativa de desarrollo a menor costo social �������������������������������������������������������������������������������������������������������� 31 Carlos Andrés Arcila Montes

Control por modos deslizantes en sistemas fotovoltaicos: soluciones y oportunidades �������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 37 Daniel González, Carlos Andrés Ramos-Paja, Andrés Julián Saavedra-Montes

Método para seleccionar lugares de instalación de pequeños aerogeneradores ���������������������������� 45 Carlos A. Ramírez Gómez, Andrés Julián Saavedra-Montes, Carlos Andrés Ramos-Paja

Tecnologías de sistemas de recarga para vehículos eléctricos ���������������������������������������������������������� 53 Carlos Andrés Álvarez Álvarez, Eduin Javier García Arbeláez

Modelo financiero para la gestión de la eficiencia energética ����������������������������������������������������������� 61 Juan Pablo Rojas Duque, Rubén Darío Cruz Rodríguez

Propuesta para un programa de uso racional y eficiente de la energía aplicable al sector industrial colombiano ����������������������������������������������������������������������� 73 Carlos Alberto Cárdenas Agudelo

Método para estimar parámetros de eficiencia energética con mínima instrumentación ������������������������������������������������������������������������������������������������������������������ 79 Andrés Hernández, Daian Huertas

Análisis de la confiabilidad de circuitos de distribución de energía eléctrica por áreas ���������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 87 Jaime José Pinzón Casallas, Diego Alexander Flechas Rocha, Óscar David Flórez Cediel, Ricardo Moreno Chuquen

La transmisión de electricidad en Colombia. Una mirada jurídico-regulatoria al esquema para su expansión ����������������������������������������������������������������������������� 93 Jaime Andrés Salazar Ramírez

Metodologías de regeneración de aceites dieléctricos con tierras fuller ���������������������������������������� 103 Francisco Javier Serna, Eduin García Arbeláez

Modelos de medición del grado de madurez de las redes inteligentes ��������������������������������������������113 Gabriela María Gómez Roldán, Juan David Pérez Vélez, Rubén Darío Cruz Rodríguez

Guía de diagnósticos en instalaciones eléctricas hospitalarias en áreas críticas conforme a la regulación colombiana ����������������������������������������������125 Manuela Gómez Echeverri, José Alejandro León

Instrucciones para los autores de la Revista CIDET ��������������������������������������������������������������������������� 134

Editorial

Editorial

Caracterización sectorial: consideración de la realidad empresarial para la formación del capital humano

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esde hace varios años, los empresarios, los expertos y el mismo sector educativo han venido señalando dos problemáticas relacionadas con el talento humano en el sector de energía eléctrica en Colombia; por un lado, el problema de cantidad de capital humano, evidenciado en la cada vez menos demanda por parte de los estudiantes de programas afines con la energía eléctrica; y, por otro lado, la cantidad, calidad y pertinencia de los programas que se ofrecen, de tal manera que respondan a las necesidades actuales y futuras del sector, en todos los niveles de educación superior y formación para el trabajo.

formación para el trabajo. El SENA ha venido trabajando continuamente en la consolidación del SNFT con una estrategia basada en el mejoramiento de la calidad, pertinencia, flexibilidad y ampliación de cobertura de la formación para el trabajo en Colombia, y, para ello, entre muchas otras cosas y en el caso del sector eléctrico, ha efectuado estudios (1999, 2006) con el propósito de describir la naturaleza, características y tendencias del sector eléctrico colombiano, de manera que se tenga una noción más clara con respecto a sus necesidades de capital humano.

A partir de un estudio realizado en Colombia por una consultora internacional en el año 20091, tales problemáticas fueron también identificadas y, según el estudio, en el país, estos dos elementos tienen una fuerte incidencia sobre la capacidad para que el sector eléctrico colombiano sea un jugador de clase mundial. Estas necesidades han sido igualmente validadas en las discusiones llevadas a cabo en la Mesa de Capital Humano del Sector de Energía Eléctrica, Bienes y Servicios Conexos (SEEBSC), dentro del Programa de Transformación Productiva (PTP) del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, y en otros escenarios, como en el Clúster de Energía Medellín-Antioquia, la iniciativa sectorial Colombia Inteligente y la Mesa del Sector Eléctrico auspiciada por el SENA.

Con base en lo anterior, el PTP relacionó la necesidad de estimar los requerimientos de capital humano del sector eléctrico colombiano y las áreas en las que estos deberían estar formados, con la meta del SENA de actualizar los estudios llevados a cabo para continuar orientando los procesos de normalización, evaluación, certificación y formación de personal por competencias laborales. Esto resultó en que el SENA, por medio de un proceso público de contratación, encargó a CIDET, junto con su Red de Conocimiento y su Unidad de Inteligencia Estratégica Tecnológica (UIET), de la realización de la tercera versión (2013) del estudio de Caracterización del sector eléctrico colombiano, para proporcionar la percepción de la oferta actual y la estimación de las necesidades sectoriales de capital humano en el presente.

Por otra parte, el Sistema Nacional de Formación para el Trabajo (SNFT)2, dentro del Sistema de Formación de Capital Humano (SFCH)3, es la estructura que, en Colombia, se ha encargado de articular la

El estudio de caracterización, presentado el 17 de mayo del 2013 ante el XXVII Consejo General de la Mesa del Sector Eléctrico Colombiano4, en Bogotá, ilustró la situación actual del sector, determinando

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Este número de la ‘Revista CIDET’ incluye dos artículos que reseñan parte de los principales resultados de la caracterización del sector eléctrico realizados por CIDET para el SENA. El trabajo efectuado es un insumo muy importante como radiografía de las necesidades actuales (demanda) con respecto a competencias laborales (perfiles ocupacionales), lo que permite tomar acciones que aseguren la pertinencia de la oferta de formación.

y describiendo los atributos, condiciones y factores particulares dentro de las actividades de la cadena de suministro de energía eléctrica (generación, transmisión, distribución y comercialización), además de las actividades en las empresas que fabrican bienes o prestan servicios especializados para el sector, con especial énfasis en las competencias laborales de nivel de formación profesional técnica.

Para su desarrollo, se analizaron los entornos ocupacional, tecnológico, educativo, organizacional, económico y ambiental, identificando, recopilando e integrando la información relevante que existe hoy en día a partir de las diferentes iniciativas que han venido generando las empresas a lo largo de los últimos años y considerando otras fuentes de información secundaria, aparte de la contribución de expertos y directivos del sector, para definir con un alto nivel de certeza los requerimientos actuales (perfiles) para el talento humano en el sector de energía eléctrica.

pruebas del Programa Internacional de Evaluación a Estudiantes (PISA, por su sigla en inglés5) muestran que el 47% se ubicó por debajo del nivel 2 en el examen de lectura, el mínimo esperado según lo establecido por el PISA, y la lectura es la herramienta clave en los procesos de formación. Igualmente, se está presentando un fenómeno de fuga de talentos, en los altos niveles, por la formación en el extranjero de doctores y magísteres que muchas veces no regresan al país; y, en los niveles profesional y técnico especializado, por el reclutamiento de empresas de servicios con actividades en el exterior. Así mismo, la percepción de calidad de la oferta ha venido disminuyendo, potenciada por el hecho de que, para lograr altos índices de calidad en los programas asociados a la ingeniería eléctrica y a la electricidad en general, se requieren grandes inversiones en infraestructura (e. g., laboratorios de alta tensión, máquinas eléctricas, etc.), así como inversiones en ciencia, tecnología e innovación, que se han ralentizado en estas áreas en el país.

El estudio confirmó que, aunque no se percibe una escasez general de los profesionales requeridos por el sector, el país está atravesando un período de poca oferta y alta demanda de ingenieros y técnicos electricistas, impulsada por el crecimiento sectorial y una gran demanda de bienes y servicio conexos, que ha sido alimentada por los desarrollos en nuevos usos de la electricidad y nuevas tecnologías. Calidad, cantidad y pertinencia son los requisitos claves que debe tener la formación que responda a las necesidades actuales y futuras del sector, desde formación técnica hasta doctorado, para que el sector eléctrico colombiano pueda desempeñarse como un jugador de clase mundial.

Esta escasez se ha potenciado por el poco interés que despiertan programas asociados a la energía eléctrica en los aspirantes a la formación técnica y profesional, además de la deficiencia percibida en la educación secundaria en la formación básica requerida para asumir estos programas. Por ejemplo, los estudiantes colombianos de secundaria en las

Promover el desarrollo de programas de formación técnica y profesional específicos para el sector y motivar al talento humano disponible en el país a cursarlos es una necesidad prioritaria. Se requieren técnicos, tecnólogos, magísteres y doctores con

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futura, tanto en perfiles (pertinencia) como en cantidad y requerimientos de calidad, con un horizonte de mediano y largo plazo, de modo que, una vez determinada la brecha entre la oferta y la demanda futura, se orienten las acciones en todos los niveles (educación básica y media, formación técnica, tecnológica, profesional y posgrado) y con todos los actores del Sistema Nacional de Formación de Capital Humano (SENA, Ministerio de Educación Nacional, instituciones de formación para el trabajo y educación superior, universidades, etc.), para satisfacer las necesidades sectoriales en el largo plazo (10 a 15 años).

urgencia para una gran cantidad de actividades en el sector: diseño de sistemas eléctricos, planeación, fabricación de equipo eléctrico (transformadores, cables, aisladores, tableros, herrajes para líneas de transmisión y distribución, etc.), construcción, interventoría, operación, mantenimiento, control, administración, fuentes renovables de energía, generación distribuida, redes inteligentes, movilidad eléctrica, eficiencia energética, gestión de activos, gestión e investigación tecnológica, todo lo cual incluye los procesos de generación, transformación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica y otras aplicaciones, como comunicaciones, automatización y control de procesos industriales, sin dejar de lado la fabricación de bienes y la prestación de servicios conexos. Adicionalmente, estos técnicos y profesionales requieren habilidades comunicativas, adaptativas, creativas y de innovación, además de la capacidad de desempeñarse en múltiples escenarios, de aplicación técnica y de gestión de proyectos, que requieren liderazgo en grupos multidisciplinarios.

Referencias bibliográficas 1.

McKinsey & Company (2009). Desarrollando sectores de clase mundial en Colombia. Bogotá: Ministerio de Comercio, Industria y Turismo.

2. Departamento Nacional de Planeación (2004). Documento Conpes Social. Consolidación del Sistema Nacional de Formación para el Trabajo en Colombia. Extraído de <https://www. dnp.gov.co/portals/0/archivos/documentos/Subdireccion/ Conpes%20Sociales/081.pdf>.

3. Departamento Nacional de Planeación (2010). Documento Conpes 3674. Lineamientos de política para el fortalecimiento del Sistema de Formación de Capital Humano. Extraído de <http://www.dnp.gov.co/portals/0/archivos/documentos/ Subdireccion/Conpes/3674.pdf>.

Este número de la Revista CIDET incluye dos artículos que reseñan parte de los principales resultados de la caracterización del sector eléctrico realizados por CIDET para el SENA. El trabajo efectuado es un insumo muy importante como radiografía de las necesidades actuales (demanda) con respecto a competencias laborales (perfiles ocupacionales), lo que permite tomar acciones que aseguren la pertinencia de la oferta de formación. Sin embargo, el sector eléctrico y el mismo PTP deben acompañar al SENA en la extensión de este trabajo para determinar con un mayor nivel de detalle la suficiencia y calidad de la oferta actual y, muy especialmente, la demanda

4.

La Mesa Sectorial es una instancia de concertación de carácter nacional, que contribuye al mejoramiento de la cualificación del talento humano y de la pertinencia de la formación para el trabajo y la competitividad del sector eléctrico.

Está conformada por representantes del gobierno, sector productivo y sector académico, y tiene su domicilio en el Centro de la Industria, la Empresa y los Servicios del SENA Regional Norte de Santander (San José de Cúcuta). Mayor información: mesaelectrico@misena.edu.co - cualificaciones@misena.edu.co - <http://mgiportal.sena.edu.co/ Portal/Servicios+a+Empresarios/Mesas+sectoriales/>.

5. <http://www.oecd.org/pisa/pisaproducts/46619703.pdf>.

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Sector eléctrico colombiano: un reto vigente para el Sistema Nacional de Formación de Capital Humano

MÓNICA MARCELA MONTOYA GIRALDO Ingeniera Electricista de la Universidad de Antioquia Profesional senior I+D+i, CIDET monica.montoya@cidet.org.co

RUBÉN DARÍO CRUZ RODRÍGUEZ

©2013 Thinkstock Photos

Ingeniero Electricista y magíster en Potencia Eléctrica de la Universidad Industrial de Santander (UIS) Doctor en Ingeniería –Área Energía y Termodinámica– de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) Director I+D+i, CIDET rubendario.cruz@cidet.org.co

Sector eléctrico colombiano: un reto vigente para el Sistema Nacional de Formación de Capital Humano

Este artículo constituye un extracto de parte del estudio ‘Caracterización del sector eléctrico colombiano’, desarrollado con auspicio del SENA, el cual describió la naturaleza, características y tendencias del sector eléctrico colombiano. El estudio analizó el sector desde seis entornos: organizacional, económico, tecnológico, educativo, ambiental y ocupacional, y su impacto en las competencias laborales del talento humano para el sector; esta reseña presenta los aspectos más relevantes en cada uno de los entornos considerados en ese trabajo. En el análisis se tuvieron en cuenta fundamentalmente fuentes de información secundaria y trabajos existentes, además del criterio de los expertos participantes.

Palabras clave: caracterización sectorial, competencias laborales, normalización, formación para el trabajo, gestión del capital humano, Marco Nacional de Cualificaciones, SENA, Mesa del Sector Eléctrico.

This paper presents an excerpt from one part of the study Caracterización del sector eléctrico colombiano, conducted under the sponsorship of the SENA, that describes the nature, characteristics and trends of the Colombian electrical sector. The study analyzed the sector from six points of view: organizational, economic, technological, educational, environmental and occupational, and their impact on labor skills and this review presents the most relevant issues found in each one of those views. That study was developed primarily considering secondary sources of information besides the judgment of the participant experts.

Key words: characterization of the electrical sector, labor skills, standardization, job training, management of the human capital, SENA (National Apprenticeship Service), Bureau of the Electricity Sector.

Introducción

formación del talento humano. El Servicio Nacional de Aprendizaje (SENA) ha tomado la iniciativa en la atención de este requerimiento y, a través de la Mesa Sectorial*, como uno de los escenarios de concertación nacional, ha venido realizando el estudio cuyo extracto concerniente a la caracterización sectorial se presenta en este artículo para contribuir en la identificación de los aspectos que influyen directamente en los entornos de las ocupaciones y las funciones productivas.

Ante la dinámica del sector eléctrico, caracterizado por la rapidez con la que avanza la tecnología y su alta competitividad en un mundo cada vez más globalizado, la fuerza laboral debe proveerse de las herramientas para insertarse con éxito en el mercado de trabajo y contribuir efectivamente con la competitividad y productividad sectorial. El mundo laboral y la formación no pueden considerarse de forma separada, ya que, si no, sería aún más difícil contar con talento humano con las competencias apropiadas para resolver exitosamente situaciones concretas de trabajo, participar en procesos de internacionalización, de transferencia o apropiación de conocimiento y tecnología, de innovación o, incluso, de emprendimiento. Es fundamental entonces considerar la realidad empresarial en la

Cada una de las secciones a continuación expone los principales aspectos resultantes en cada uno de los seis entornos desde los cuales se analizaron las características y tendencias sectoriales. Finalmente, este extracto muestra algunas de las conclusiones * <http://mesadelsectorelectricocolombiano.blogspot.com/>.

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del estudio de caracterización realizado y las líneas de desarrollo propuestas para este trabajo.

1. Entorno organizacional Con la Constitución de 1991, se cambió un antiguo paradigma al definir que el Estado, más que satisfacer directamente las necesidades básicas y proporcionar los servicios públicos a la población, debe establecer las condiciones necesarias para que estos servicios se presten dentro de un marco jurídico establecido y dar las garantías para que los usuarios accedan a ellos, en la medida de sus posibilidades. En este nuevo modelo de Estado, se permite la participación de las empresas privadas en sectores tradicionalmente reservados al Estado, en especial, en temas de seguridad social y servicios públicos1.

Fuente: portal Proexport Colombia.

Figura 1. Marco institucional del sector eléctrico colombiano.

Dentro de las entidades relacionadas con el sector, es importante mencionar que este cuenta con el apoyo de tres centros de desarrollo tecnológico (CIDET, CIDEI, CINTEL), que, junto con las universidades líderes con programas afines, como la Universidad de los Andes, Universidad Industrial de Santander, Universidad Nacional de Colombia –Bogotá, Medellín, Manizales–, Universidad Tecnológica de Pereira, Universidad de Antioquia, Universidad del Valle, Universidad Pontificia Bolivariana, Universidad Tecnológica de Bolívar y Universidad del Norte, han venido consolidándose trabajando para satisfacer las necesidades de investigación y desarrollo tecnológico sectoriales (ver figura 2).

Esta situación dio lugar a que en el año 1994 se promulgaran las leyes 142 (Ley de Servicios Públicos Domiciliarios)2 y 143 (Ley Eléctrica)3, las cuales establecieron la separación de los negocios de la energía eléctrica (generación, transmisión, distribución y comercialización) y la creación de entidades estatales para efectuar el papel de la regulación, la planeación, la vigilancia y el control en el mercado de electricidad. Como consecuencia, varias compañías del sector eléctrico colombiano, verticalmente integradas, se separaron y formaron nuevas empresas para los negocios de generación, transmisión, distribución y comercialización1.

Además, se crearon nuevas entidades del orden estatal encargadas de la regulación (Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG)4, la vigilancia y el control (Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios) y la planeación (Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME)5. Desde el año 1995, comenzó a operar en Colombia el mercado de energía mayorista (MEM), operado por Interconexión Eléctrica S.A. ESP (ISA), que a la vez estaba encargada de manejar el Sistema Interconectado Nacional a través del Centro Nacional de Despacho. En el año 2005, la operación del MEM y del Sistema Interconectado Nacional pasó a una nueva empresa denominada XM Compañía de Expertos en Mercados6. Este marco institucional se ilustra en la figura 1.

Fuente: adaptado a partir del diagrama 1: representación estática de un sistema sectorial de innovación, en la página 4 de Fatás Villabranca y Peris Beamonte7.

Figura 2. Sistema Sectorial de Innovación.

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Sector eléctrico colombiano: un reto vigente para el Sistema Nacional de Formación de Capital Humano

Con el desarrollo del estudio, se verificó un avance significativo en los últimos años con respecto a las políticas relacionadas con los aspectos ambientales, incluyendo consideraciones con respecto al desarrollo sostenible, uso racional de la energía, fuentes de energías alternativas. Es relevante mencionar que estas áreas emergentes incluso fueron consideradas en la estructura de la UPME (Grupo de Uso Racional de la Energía, URE) y energías alternativas. Sin embargo, aún no se identifican gremios o asociaciones cuyo propósito fundamental sea la gestión y promoción de las energías renovables.

nacional e internacional, exige el desarrollo de competencias internas (técnicas y humanas) y el aumento de inversiones en I+D+i, para fortalecer la producción en la que se ha logrado una participación relevante y para incursionar en nuevos mercados.

A partir de los resultados del estudio, se identificó que en las tendencias de desarrollo en el mercado de energía se verá, cada vez más, la participación directa de la demanda, lo que implica que el sistema sea inteligente, ágil, confiable, seguro e interactivo.

Para ello, es necesario realizar cambios en las reglas del mercado desde el punto de vista tecnológico, así como la incorporación de tecnologías de información y comunicaciones (TIC), para procesar información en tiempo real y proveer datos para toma de decisiones por parte de los consumidores. La industria debe aprovechar la oportunidad que ofrece esta tendencia mundial, mediante inversiones en I+D+i y el desarrollo de competencias técnicas y humanas, para potenciar esta posibilidad.

Pasando a los actores que le dan la dinámica al sector, que son los responsables de su productividad, se observó que, a pesar de la estructura organizacional de las empresas del sector, en la que todavía se manejan los paradigmas convencionales (jerárquica-piramidal), la necesidad de las empresas de ser competitivas en el escenario global las lleva a desarrollar visiones, estrategias y diseños que les permita adaptarse a los cambios económicos, tecnológicos, de mercado y de desarrollo del talento humano, construyéndose a partir de nuevos valores, como la colaboración, la creatividad, la imaginación y la sensibilidad humana, elementos que fundamentan el trabajo en equipos eficientes y que deben desarrollar los nuevos profesionales.

3. Entorno ambiental La normatividad ambiental reciente en Colombia ha sido muy dinámica y se ha enfocado en legislar en los temas de residuos, aire, uso racional de energía (URE), licenciamiento, sanciones, instrumentos económicos y áreas protegidas. En este sentido, se cuenta con una política ambiental nacional, formulada por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible en conjunto con el Presidente de la República. Su visión apunta, entre otros, al desarrollo autosostenible y a la potencialización de las ventajas comparativas de la nación, para lo cual establece como directrices principales la planificación y administración eficiente por parte de las autoridades ambientales, la visión regional para el desarrollo sostenible y la consolidación de espacios de participación.

2. Entorno económico A partir de la información analizada para este entorno, se hace evidente la riqueza energética del país, que hace que sea posible la exportación de excedentes sin comprometer el suministro interno.

Cuando los costos de las energías alternativas (renovables) sean competitivos, el potencial energético de Colombia será aún mayor, especialmente si se reconoce la importancia del desarrollo sostenible y se aprovechan las oportunidades que proporcionan las tendencias tecnológicas emergentes, como las redes eléctricas inteligentes.

Esta normatividad ambiental implica ajustes y mejoramiento en la gestión y calidad de los procesos técnicos y ambientales, y recursos económicos adicionales para las implementaciones requeridas en el sector.

Consecuentemente, el mercado de bienes y servicios conexos del sector eléctrico, y el potencial que este segmento tiene en el contexto

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seguimiento de intervenciones que faciliten que la población colombiana aumente el nivel de productividad de su recurso humano, haciendo este último más pertinente para el desarrollo de actividades productivas de mediano y alto valor agregado, acelerando el proceso de acumulación del capital humano, valorando de manera sistemática todos los aprendizajes y la formación en la que ha invertido la persona, y garantizando el reconocimiento del nivel de calidad de estos últimos en el mercado de formación y en el productivo, con el propósito de que se facilite la comunicación dentro del sector de formación y de este con el sector productivo, pues existirán señales que permitan a los diferentes actores de estos dos mercados tener garantía sobre las cualidades del recurso humano con el que cuenta el país. La estrategia propone cuatro grandes ejes con la respectiva estructuración del esquema institucional que soportará su ejecución, partiendo de la estructura del Sistema de Formación de Capital Humano, el cual se ilustra en la figura 48.

Es de resaltar la participación del sector eléctrico en la formulación y gestión de normas, orientadas a reducir trámites en el proceso de modificación de licencia en el caso de proyectos de bajo impacto ambiental, como fue la expedición de la Resolución 2101 del 2009.

En términos de perspectiva regulatoria en el mediano plazo, se espera la consolidación de normas sobre bifenilos policlorados (PCB), recursos forestales y ordenación de cuencas.

4. Entorno educativo En la última década, el sector eléctrico ha crecido considerablemente en infraestructura, debido a la demanda de energía del país y a la de sus vecinos, que, adicionalmente de electricidad, requieren mayores suministros e, incluso, servicios y capital humano. Tal dinámica ha conducido a que las industrias de manufactura y servicios conexos crezcan de igual forma, vinculando directamente a la academia junto con los centros de desarrollo tecnológico (CDT) como ejes transversales de soporte y dinamismo para el sector, como se observa en la figura 3.

Fuente: CIDET, PTP iniciativa prioritaria.

Figura 3. Sector colombiano de energía eléctrica, bienes y servicios.

Fuente: documento Conpes 3674.

Figura 4. Estructura del Sistema de Formación de Capital Humano de Colombia.

En el Conpes 3674 Lineamientos de política para el fortalecimiento del Sistema de Formación de Capital Humano (SFCH)**, se plantea una estrategia nacional para la gestión del recurso humano en Colombia a fin de incorporar acciones que propendan por el desarrollo de la capacidad del Estado de diseñar, ejecutar y hacer

Una de las dificultades detectadas en el estudio de caracterización realizado es la poca disponibilidad actual de laboratorios adecuados para la enseñanza de la electricidad avanzada. Sin embargo, esta dificultad puede disminuirse si se aprovechan las fortalezas que tienen algunas instituciones, entre las que se cuenta el SENA, con infraestructura para la

** <https://www.dnp.gov.co/LinkClick.aspx?fileticket=IQas7idIt_k%3d&tabid=1063>.

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Sector eléctrico colombiano: un reto vigente para el Sistema Nacional de Formación de Capital Humano

el tema, los tipos de generación de energía, sus características, ventajas y desventajas, y tecnologías actuales a nivel mundial de cada una, y se hizo mención de la generación distribuida y la generación centralizada, y en dónde está el país, así como de los proyectos de generación eólica y solar desarrollados y proyectados, además de otras energías alternativas.

Adicionalmente, se destacó el tema de la movilidad eléctrica, como opción para el transporte masivo y el transporte individual, y los proyectos de vehículos desarrollados en Colombia por diferentes instituciones.

formación en telecomunicaciones, electrónica, sistemas electroneumáticos y electrohidráulicos, mecatrónica, domótica, inmótica, subestaciones inasistidas y procesos automatizados.

Se identificó, a través de la revisión de los proyectos educativos y planes de estudios de los programas disponibles, que existe un compromiso renovado de los responsables de la educación para gestionar procesos de aprendizaje más integrales, donde se interrelacionen no solo los aspectos tecnológicos requeridos, sino que se fomente la madurez emocional y competencias personales e interpersonales.

Hoy en día, se están presenciando grandes cambios e innovaciones tecnológicas en diversos campos, uno en particular es el caso de la movilidad eléctrica, como transporte masivo y transporte individual, que dan paso a grandes innovaciones y progreso en otras áreas, como el manejo y entrega de energía eléctrica.

En la actualidad, no se habla de enseñar, sino de facilitar o mediar en el proceso de aprendizaje, donde es fundamental el enlace entre el entorno económico y el entorno educativo, aprovechando las ventajas de las TIC, de manera que se logren efectividades, pero sin que disminuya la calidad de la educación.

La consideración de esta tecnología implica el fortalecimiento de la infraestructura actual que soporte su inserción. Igualmente, por las características naturales de un sector que evoluciona constantemente, el estudio identificó como estrategia de cambio, evolución y fortalecimiento al desarrollo las redes inteligentes en Colombia, mostrando que el tema está en condiciones iniciales, pero que se dio un gran paso con la elaboración del mapa de la ruta en la iniciativa sectorial Colombia Inteligente (<www.colombiainteligente.org>).

5. Entorno tecnológico En el entorno tecnológico, se identificó como énfasis en su evolución, en el marco del sector eléctrico colombiano, la sustentabilidad ambiental. El aumento de la demanda de energía está obligando al pleno desarrollo del potencial hidráulico y despertando un interés creciente en proyectos de energía alternativas para mantener la diversidad de fuentes requeridas a fin de asegurar un suministro confiable (especialmente en zonas no interconectadas); así mismo, se proyecta una disminución progresiva de las emisiones contaminantes. Una premisa por cumplir para el entorno tecnológico es la eficiencia en los diferentes sectores económicos, así como el uso racional de la energía. Teniendo en cuenta lo mencionado anteriormente, aparecen las redes inteligentes que involucran automatización, comunicaciones y tecnologías de la información en todos los eslabones de la cadena de suministro de electricidad, lo cual mejora la sostenibilidad, confiabilidad y eficiencia del sistema, y reduce el impacto ambiental.

Un tema relevante, identificado en el entorno organizacional, ambiental, económico y soportado en el tecnológico, es la utilización de las energías renovables.

La implementación de sistemas de generación distribuida en el país, particularmente basados en energías renovables, requiere de un gran apoyo del Estado y de la formulación de políticas concretas que incentiven el desarrollo de la infraestructura necesaria, como ha sucedido en los casos exitosos en otras partes del mundo. Según el banco de proyectos del Fondo Nacional de Regalías (FNR), actualizado al 30 de noviembre del 2011 y publicado por el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las zonas no interconectadas (IPSE), se han presentado 20 proyectos para la implementación de sistemas fotovoltaicos en todo el territorio colombiano, de los cuales solo el

En este entorno, el estudio de caracterización presentó el estado de las redes inteligentes en Colombia, resaltando los pasos que está dando el país en

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reales del entorno laboral, dado que es reiterativo el señalamiento en el sector con respecto a lo indispensable de adaptar comportamientos ante cambios de condiciones en los que se debe acudir a los conceptos básicos para la toma de decisiones.

5% ha sido aprobado, el 20% ha sido viabilizado técnica y económicamente (devueltos para realizar correcciones) y el restante 75% ha sido rechazado9. De los procesos rechazados, la mayoría han sido técnicamente favorables, pero financieramente han presentado algunos inconvenientes, por lo que han sido devueltos para efectuar correcciones. Esta situación pone de manifiesto la necesidad de apoyar la inserción de los sistemas de energías renovables en el país, al aprobarse solo el 5% de los proyectos.

La participación del género femenino en el sector se ha incrementado en los últimos tres años, participando activamente en cargos administrativos. Este desempeño se pudo observar en los resultados del estudio en donde los ingresos económicos de las profesionales son mayores comparados con el de los profesionales masculinos. La participación de las profesionales no supera el 35% de los empleados.

6. Entorno ocupacional Hoy en día, la infraestructura eléctrica está amenazada por cumplimiento de la vida útil de los activos que la conforman. Es necesario atender las necesidades de mantenimiento y expansión del servicio con la mejor calidad y eficiencia requeridas, y con el personal competente para ello (linieros de transmisión y distribución, técnicos electricistas, ingenieros electricistas especialistas en mantenimiento y gestión de activos, etc.).

A partir de un análisis demográfico, el sector eléctrico tiene una población más joven en las actividades de generación y comercialización que en las de transmisión.

En el área de distribución, se observó que la participación más alta es la del género masculino y los niveles de estudio con mayor demanda son los de bachiller, técnico y tecnólogo. Para el área de transmisión, el nivel de formación con mayor demanda es el especialista, seguido del profesional y de los tecnólogos. En el área de generación, se presenta una demanda alta en profesionales y especialistas.

En lo particular, desde la perspectiva laboral, en el sector de redes de distribución de media y baja tensión, se detectó que las exigencias de tiempos de restablecimiento y metas de calidad, además de la baja disponibilidad de recurso humano calificado, han provocado una recarga de los trabajadores en la parte operativa y de mantenimiento.

La participación de profesionales con estudios de maestría solo se da en el área de transmisión y generación. Perfiles con estudios de doctorado no se identifican en las estadísticas arrojadas en el estudio del entorno ocupacional.

Si bien es cierto que el estudio confirmó que los trabajadores operarios cuentan con las destrezas requeridas para la ejecución de sus labores, también es cierto que es preciso fortalecer el conocimiento básico y fundamental de los fenómenos propios del sector eléctrico, su dinámica y regulación, con el fin de prestar un servicio completo y efectivo para que respondan a las necesidades finales de los usuarios y a las empresas a las que pertenecen.

Conclusiones y recomendaciones El estudio de caracterización al que se refiere la presente reseña1 expone una actualización del estudio de caracterización editado por el SENA en el 2006, mostrando la visión actual del sector, determinando y describiendo atributos, condiciones y factores particulares dentro de las actividades de la cadena de suministro de energía eléctrica (generación, transmisión, distribución y comercialización), además de las actividades en

Para atender la demanda laboral nueva, se requiere contextualizar a los aprendices jóvenes en la realidad del sistema eléctrico colombiano, lo que quiere decir que se precisa mayor capacitación no solo práctica, sino teórica básica de la electricidad y del electromagnetismo, pero que satisfaga las necesidades

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Sector eléctrico colombiano: un reto vigente para el Sistema Nacional de Formación de Capital Humano

reflejado en nuevos productos, servicios y capacidades de innovación al servicio de las empresas, pero en beneficio del usuario final.

las empresas que fabrican bienes o prestan servicios especializados para el sector. Para esto, se analizaron los entornos ocupacional, tecnológico, educativo, organizacional, económico y ambiental, identificando, recopilando e integrando la información relevante que existe actualmente a partir de las diferentes iniciativas que han venido desarrollando las empresas a lo largo de los últimos años y considerando otras fuentes de información secundaria, aparte de la contribución de expertos y directivos del sector.

Finalmente, el sector eléctrico debe continuar acompañando al SENA en la extensión de este trabajo para determinar con un mayor nivel de detalle la suficiencia y calidad de la oferta actual, y, muy especialmente, la demanda futura, tanto en perfiles (pertinencia) como en cantidad y requerimientos de calidad, con un horizonte de mediano y largo plazo, de manera que, una vez determinada la brecha entre la oferta y la demanda futura, se orienten las acciones en todos los niveles (educación básica y media, formación técnica, tecnológica, profesional y posgrado) y con todos los actores del Sistema Nacional de Formación de Capital Humano (SENA, Ministerio de Educación Nacional, instituciones de formación para el trabajo y educación superior, universidades, etc.) para satisfacer las necesidades sectoriales en el largo plazo (10 años).

Este estudio de caracterización confirmó que el sector eléctrico en Colombia ha crecido y evolucionado significativamente durante las últimas dos décadas, siendo hoy un sector eficiente y con prácticas de talla mundial. Tal tendencia seguirá en aumento no solo por el crecimiento de la inversión extranjera directa hacia Colombia, sino por el incremento de las empresas que conforman y soportan el sector.

La investigación también verificó que, aunque no se percibe una escasez en los profesionales en general requeridos por el sector, el país está atravesando un período de poca oferta y alta demanda de ingenieros y técnicos electricistas impulsada por el crecimiento sectorial y una alta demanda de bienes y servicio conexos que ha sido alimentada por los desarrollos en nuevos usos de la electricidad y las nuevas tecnologías. Calidad, cantidad y pertinencia son los requisitos claves que debe tener la formación que responda a las necesidades actuales y futuras del sector, desde formación técnica hasta doctorado, para que el sector eléctrico colombiano pueda desarrollarse como un jugador de clase mundial.

Líneas de desarrollo Lo que se ha hecho en el estudio referenciado en esta reseña es una caracterización del sector con las limitaciones propias de la información proveniente de fuentes secundarias. Se propone entonces extender este trabajo realizando análisis desagregados que caractericen las empresas por eslabón de la cadena, además de fabricantes y empresas de servicios conexos, a partir de fuentes de información primaria e instrumentos más refinados (e. g., modelos econométricos, dinámica de sistemas, etc.), incluyendo información de la oferta de formación actual certificada, permitiendo de este modo la elaboración de una prospectiva de las competencias laborales para el sector eléctrico colombiano.

La evolución del sector ha precisado desarrollar las regulaciones y la normatividad necesaria para su desempeño en el tiempo, integrando de forma ordenada y transparente los diferentes actores que lo conforman, aunque todavía con muchos retos por delante para permitir el desarrollo de nuevos modelos de negocio que, con el usuario final en el centro, generen valor más allá de proporcionar kWh. Por otra parte, la conciencia ambiental es una apuesta que hace el sector desde todos los ámbitos organizacionales, institucionales y educativos. Adicionalmente, la dinámica del sector ha permitido la generación de conocimiento por parte del talento humano, lo que se ve

Agradecimientos Los autores de esta reseña no pueden dejar de reconocer la labor del equipo técnico que llevó a cabo el estudio de caracterización integrado por Horacio Torres Sánchez (profesor de la Universidad Nacional de Colombia), Jorge Barrientos Marín, Lina María Pineda Martínez, Lina María Niebles Anzola, Juan Carlos Gómez Gallego, John Jairo Uribe Segura, Beatriz

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Revista

Responsable de proyectos de investigación como profesional senior de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET). Cuenta con experiencia en la formulación, presentación y gestión de proyectos en el sector eléctrico colombiano, con interés en profundizar en sistemas de potencia y marco regulatorio. Además de bilingüe, posee conocimientos y experiencia en gestión de proyectos bajo el estándar del PMI.

Duque Montoya, Carlos Andrés Franco Pachón y Olga Lucía Bedoya Mesa (Ambiental Mente), además de los importantes aportes de Emiliano Botero Botero (ISA), José Libardo Muñoz García (EPM), Sandra Milena Bonilla Barajas (CENS), Pedro Enrique Galvis Nieto (CENS) y Clara Inés Buriticá Arboleda (Universidad Distrital).

Desde el SENA, el estudio contó con las valiosas contribuciones de Nicolás Otálora Rodríguez, Johan Ramiro Cáceres Vargas, Édgar Alberto Madariaga Galvis, Manuel Arsenio Moreno Nieto, José Aled Medina Miranda, Óscar Orlando Guerrero Díaz, José Eliécer Díaz García, Saider Santiago Pérez y Óscar Armando Peteche.

Rubén Darío Cruz Rodríguez Nació en Bucaramanga (Colombia), en 1972. Es Ingeniero electricista y magíster en Potencia Eléctrica de la Universidad Industrial de Santander (UIS). Recibió el título de doctor en Ingeniería, Área Energía y Termodinámica, por parte de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) en el 2004. Sus estudios doctorales fueron patrocinados por Interconexión Eléctrica S.A. ESP (ISA). Realizó su pasantía doctoral en The University of Texas at Austin (2002) trabajando junto con el equipo del profesor Ross Baldick en el área de Planeación de la Expansión de la Red de Transmisión.

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5. UPME (2012). Misión y visión. Extraído de <http://www1. upme.gov.co/index.php/la-upme/quienes-somos.html#3>.

Además de su participación en el Equipo Desarrollo y Optimización de la Red en la Gerencia Servicio de Transporte de Energía de ISA (2000-2004), su trayectoria profesional incluye a Ecopetrol (1995, 1997-1998), las unidades tecnológicas de Santander (1997) y la UIS (1997, 1999-2000, 2004-2012), donde estuvo a cargo por seis años de la Dirección de la Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones (E3T). Actualmente, se desempeña como director de Investigación, Desarrollo e Innovación (I+D+i) de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET).

6. Compañía de Expertos en Mercados S.A. ESP - XM (2012).

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9.

IPSE (2011). Centro de Innovación Tecnológica con Énfasis en Energía Solar. Medellín: Universidad Nacional de Colombia (Sede Medellín).

• Mayo de 2013

Este trabajo fue realizado con auspicio del Servicio Nacional de Aprendizaje (SENA) bajo el Contrato No. 716 de 2012, Concurso de Méritos No. NS-064 de 2012 del Centro CIES. Todos los derechos sobre este estudio pertenecen al SENA. Las opiniones que contenga este documento son exclusivas de sus autores y no necesariamente representan la opinión oficial del SENA, la Mesa del Sector Eléctrico, CIDET, sus autoridades o sus asociados. Puede solicitar información adicional acerca de la Caracterización del Sector Eléctrico Colombiano a: Mesa del Sector Eléctrico Colombiano, SENA Norte de Santander, +57 (7) 5829990 Ext. 72635 – 72668, mesaelectrico@misena.edu.co o en la dirección del Sistema Nacional de Formación para el Trabajo en Bogotá, Calle 57 No. 8-69.

Reseña autores Mónica Marcela Montoya Giraldo Ingeniera electricista (2009) de la Universidad de Antioquia y actualmente estudiante de la Maestría en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica en la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB).

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Competencias laborales para el sector eléctrico colombiano: la clave para un sector de talla mundial

MÓNICA MARCELA MONTOYA GIRALDO Ingeniera Electricista de la Universidad de Antioquia Profesional senior I+D+i, CIDET monica.montoya@cidet.org.co

RUBÉN DARÍO CRUZ RODRÍGUEZ

©2013 Thinkstock Photos

Ingeniero Electricista y magíster en Potencia Eléctrica de la Universidad Industrial de Santander (UIS) Doctor en Ingeniería –Área Energía y Termodinámica– de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) rubendario.cruz@cidet.org.co Director I+D+i, CIDET

Competencias laborales para el sector eléctrico colombiano: la clave para un sector de talla mundial

Este artículo constituye una reseña de parte de los resultados obtenidos en el estudio ‘Caracterización del sector eléctrico colombiano’, desarrollado con auspicio del SENA, el cual describió la naturaleza, características y tendencias del sector eléctrico colombiano. Específicamente, se presenta en este texto un resumen de la percepción sectorial con respecto a las necesidades de capital humano (demanda) y la oferta disponible en la actualidad para satisfacer esta demanda, además de la descripción de las tendencias con respecto a perfiles (competencias laborales) identificadas por el equipo de expertos participantes en el estudio a partir de los datos cuantitativos y la información estudiada por entorno (organizacional, económico, ambiental, ocupacional, educativo y tecnológico). Los datos cuantitativos fueron recogidos mediante la aplicación de un instrumento (encuesta) diseñado en el estudio de caracterización.

Palabras clave: caracterización sectorial, competencias laborales, normalización, formación para el trabajo, gestión del capital humano, Marco Nacional de Cualificaciones, SENA, Mesa del Sector Eléctrico.

This paper presents an excerpt from one part of the study Caracterización del sector eléctrico colombiano, conducted under the sponsorship of the SENA, that describes the nature, characteristics and trends of the Colombian electrical sector. Specifically, this paper presents a summary of the perceptions of the electrical sector regarding their human capital needs (demand) and the offer available nowadays to meet that demand in addition to the description of trends regarding job profiles (labor skills) that were identified by the team of experts involved in the study using both quantitative data and the information resulting from the different point of view considered in the study (organizational, economic, environmental, occupational, educational and technological). The quantitative data were collected through the application of an instrument (survey) that was designed in the study.

Key words: characterization of the electrical sector, labor skills, standardization, job training, management of the human capital, SENA (National Apprenticeship Service), Bureau of the Electricity Sector.

Introducción

con la meta principal de proporcionar insumos de utilidad para:

El estudio del que trata la presente reseña1 describió la naturaleza, características y tendencias del sector eléctrico colombiano, y fue desarrollado con el propósito de aportar en la identificación de las necesidades sectoriales de capital humano.

Para esto, consideró fundamentalmente fuentes de información secundaria, estudios existentes y el juicio de expertos, además de una consulta realizada a las empresas del sector sobre el estado actual de las competencias laborales del capital humano,

Alimentar procesos de gestión del capital humano.

Desarrollar programas de formación por competencias laborales.

Diseñar esquemas de evaluación y certificación de competencias laborales.

Gestionar procesos de normalización de competencias laborales.

Contribuir en la estructuración del Marco Nacional de Cualificaciones.

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Revista

La caracterización efectuada en ese estudio desagregó el sector en los siguientes seis entornos:

• Mayo de 2013

de las ocupaciones y estudios referentes que caracterizan de cierta forma el comportamiento del recurso humano en las empresas de la cadena de valor del sector eléctrico colombiano. Adicionalmente, se resaltó la tercerización o outsourcing de proveedores de bienes y servicios del sector eléctrico, indicando estadísticas generales del recurso humano que opera en estas empresas.

1) El entorno organizacional repasó las políticas, directrices, estructura y operación para el desarrollo sectorial, identificando un importante avance en las políticas ambientales. Adicionalmente, describió todas las instituciones, organizaciones y entidades sectoriales, incluyendo centros de investigación y desarrollo, como parte del grupo de actores del sector.

5) El entorno educativo mostró el estado actual de la oferta y demanda educativa en el país para las áreas del conocimiento afines al sector, presentando estadísticas del comportamiento de la inserción de los profesionales al ámbito laboral por sexo, lo que permite un análisis de ingresos en el tiempo, vinculación, nivel de formación al cual está accediendo el recurso humano del sector.

2) El entorno económico resaltó el potencial energético del país, además de describir los planes estratégicos del sector, las políticas y lineamientos a futuro del Consejo Mundial de Energía, estadísticas de consumo, demanda, tipo de energéticos, bienes, servicios, precios y su proyección al año 2035, permitiendo visualizar el desarrollo energético acorde con las proyecciones mundiales. Se ilustró el nivel de competitividad en producción de bienes del sector, la capacidad de realizar negocios en el exterior, los incentivos económicos y la necesidad de más capacitación del capital humano.

6) En el entorno tecnológico, se identificó como énfasis en su evolución la sustentabilidad ambiental; se presentó el estado de las redes inteligentes en Colombia, resaltando los pasos que está dando el país en el tema; los tipos de generación de energía, sus características, ventajas, desventajas y su implementación a nivel mundial; se hizo mención de la generación distribuida y la generación centralizada, y en dónde está el país, así como los proyectos de generación eólica y solar desarrollados y proyectados, además de otras energías alternativas. Igualmente, en este entorno, se resaltó el tema de la movilidad eléctrica, como opción para el transporte masivo y el transporte individual, y los proyectos de vehículos desarrollados en Colombia por diferentes instituciones.

3) En el entorno ambiental, se dio cuenta del proceso evolutivo de la normatividad ambiental, partiendo de la Constitución de 1991, pasando por la Ley 99 de 1993 con el nacimiento del Ministerio del Medio Ambiente, la Ley Eléctrica (Ley 143/1994), seguida por la Evaluación Ambiental Estratégica del Sector Eléctrico Colombiano, desarrollada por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), y, finalmente, presentó la normativa ambiental vigente para el sector energético; así mismo, se incluyó un resumen importante de los impactos ambientales producidos por el sector eléctrico, mencionando los pasivos ambientales que tiene este. Por último, se describieron las guías ambientales para instrumentos de autogestión y autorregulación del sector eléctrico y la oferta educativa relacionada con el entorno.

En este documento, se exponen los resultados de los análisis estadístico y cualitativo llevados a cabo con la información recopilada mediante la aplicación de los instrumentos desarrollados para este estudio (encuesta). El primer análisis, estadístico, proporcionó la percepción del sector con respecto a su situación actual y necesidades en el corto plazo en cuanto al talento humano, con una mirada transversal. El segundo análisis, cualitativo, fue la base para la determinación de los perfiles del personal requerido en el sector eléctrico, con sus respectivos descriptores de competencias.

4) El entorno ocupacional ilustró el panorama existente a nivel mundial de las ocupaciones, el estado actual de las ocupaciones a nivel nacional, la clasificación nacional de ocupaciones, la dinámica

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Competencias laborales para el sector eléctrico colombiano: la clave para un sector de talla mundial

Luego, se presenta cómo desde lo descubierto y descrito en cada uno de los seis entornos de análisis del sector se pueden delinear necesidades y prioridades con respecto a los requerimientos de capital humano en el sector eléctrico colombiano.

La implementación de procesos de certificación del recurso humano por competencias laborales, así como la importancia que las competencias laborales generales (intelectuales, personales, interpersonales, organizacionales y tecnológicas) tienen a la hora de seleccionar el personal para su compañía.

Las inversiones anuales en tecnologías de la información (TIC) y en tecnologías duras.

La calidad y el nivel de formación de los profesionales demandados por el sector y la relevancia que las empresas le dan al dominio de un segundo idioma.

La percepción frente a la oferta (si es escasa o no) de profesionales, técnicos, tecnólogos, especialistas, profesionales con maestría y doctorado, y cuáles son las temáticas en las que se percibe mayor deficiencia en la formación de los profesionales.

Finalmente, se da cuenta de algunas de las conclusiones generales del estudio de caracterización con respecto a las necesidades de capital humano del sector eléctrico colombiano.

1. Análisis estadístico Para llevar a cabo el objetivo de caracterizar las competencias laborales del recurso humano para el sector eléctrico, se encuestaron 94 empresas, de un universo de 641, las cuales respondieron un total de 34 peguntas. Es importante aclarar que no se hizo un muestreo probabilístico para determinar la naturaleza de la muestra (esto debido a la naturaleza del problema y a la distribución de las firmas por tamaños y objeto social), por lo que se realizó un muestreo intencional o de conveniencia, donde la elección de los elementos no dependió de la probabilidad, sino de las condiciones que permitieron hacer el muestreo y de la experiencia del equipo involucrado en el estudio.

A continuación, se presenta, de forma sintetizada, el análisis estadístico efectuado en el estudio: La mayoría de empresas encuestadas aduce que la carencia de capacidades en las relaciones públicas es el principal obstáculo en el relacionamiento de las firmas con otras empresas del sector.

Las preguntas se elaboraron para indagar por: En orden de importancia (de mayor a menor), el nivel de formación con mayor demanda son los profesionales, seguidos de los técnicos y los especialistas. La demanda de profesionales con título de maestría y doctorado es muy baja. Un profesional con título doctoral tiene como propósito la generación de conocimiento útil para la solución de problemas, lo que implica inversión de recursos financieros y alta dedicación de tiempo, los cuales una empresa pequeña usualmente no puede apalancar. Lo anterior, sumado al salario promedio de un profesional de estas características (entre 6 y 8 millones de pesos) y el número de egresados reportados en Colombia (21 graduados de los programas doctorales con énfasis en Ingeniería Eléctrica entre el 2001 y 2011, según el Observatorio Laboral del Ministerio de Educación), hace que la dinámica de mercado para este perfil profesional sea baja.

La naturaleza de la empresa, el mercado al cual dirigen sus productos y servicios, el tipo de cliente por actividad económica a los que con más frecuencia atienden, la definición de procesos para atender los asuntos ambientales.

El conocimiento de la empresa acerca de los productos de la Mesa del Sector Eléctrico del Servicio Nacional de Aprendizaje (SENA)* con respecto a la normalización de las competencias laborales o por los tipos de servicios que presta esta institución, en particular, conocer si las empresas han contratado aprendices del SENA. Naturalmente, una sección de preguntas estaba orientada a identificar si la empresa sabe y aplica los conceptos de normativa en materia de competencias laborales. * <http://mesadelsectorelectricocolombiano.blogspot.com/>.

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Revista

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El 62% de las empresas encuestadas considera que la oferta de profesionales con maestría en el sector es escasa o muy escasa, y, en virtud de ello, debe trabajarse para mejorar dicha oferta (figura 1).

Figura 3. Nivel de formación requerido para asumir cargos directivos.

Adicionalmente, consideran que a nivel directivo el dominio de un segundo idioma es fundamental.

Figura 1. Percepción de la suficiencia de la oferta de talento humano con maestría y doctorado.

El 52% de los encuestados estima que las competencias personales seguidas de las intelectuales son las más importantes a la hora de contratar el talento humano de las empresas (figura 2).

Figura 4. Percepción de la suficiencia de la oferta de talento humano con maestría y doctorado.

El 22% de la muestra no cuenta con certificaciones de gestión, lo que implica trabajar en este aspecto para ser un sector de talla mundial.

El 68% de los encuestados admite no conocer los productos y/o resultados de la Mesa Sectorial. Lo anterior ofrece una oportunidad de acercamiento entre la Mesa y la industria para el desarrollo conjunto de posibilidades de crecimiento sectorial.

Figura 2. Importancia de las competencias laborales generales en los procesos de selección de personal.

Frente a la formación de los directivos, el 76% de los encuestados piensa que el nivel de formación de los directivos en sus respectivas organizaciones debe tener como mínimo una especialización, seguido del 48% que cree que debe tener título de maestría, es decir, los profesionales sin pregrado tendrían poca oportunidad de acceder a un cargo directivo (figura 3).

2. Análisis cualitativo De acuerdo con los resultados obtenidos, los empresarios del sector eléctrico requieren, para enfrentar los retos del futuro, un recurso humano con las siguientes características:

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Competencias laborales para el sector eléctrico colombiano: la clave para un sector de talla mundial

3. Consideraciones por entorno

Profesionales en áreas afines al sector eléctrico, en su mayoría ingenieros electricistas, con conocimientos técnicos específicos del sector, capaces de integrar en la práctica conocimientos financieros y de gestión de proyectos.

En esta sección, se ilustra cómo lo descubierto y descrito en cada entorno influye en los ámbitos de las ocupaciones y las funciones productivas.

Profesionales, técnicos y tecnólogos integrales, con habilidades comunicativas, adaptativas, creativas y de innovación, capaces de desempeñarse en múltiples escenarios, de aplicación técnica y de gestión de proyectos, que requieren liderazgo en grupos multidisciplinarios.

3.1. Entorno organizacional El entorno organizacional del estudio caracterizó el sector desde el punto de vista institucional, su evolución regulatoria y, en especial, la integración de los actores que lo conforman. El sector es como una organización en red gestionada, lo que evidencia la imperiosa necesidad de manejar relaciones entre los actores, por lo que se hace necesario desarrollar capacidades relacionales en las personas y en las diferentes empresas, que permitan garantizar un flujo de información y conocimiento efectivo y gestionable. Por ser un sector dinámico tecnológicamente, requiere que los profesionales apropien los desarrollos y los pongan al servicio de las organizaciones, aportando de esta manera no solo a la competitividad de la empresa, sino al sector en general. En este sentido, el estudio arrojó las siguientes observaciones1:

Es necesario reforzar los conocimientos fundamentales de las profesiones base del sector, pues se percibe una notable disminución en la calidad.

Se deben promover alianzas institucionales: gremial, universidad-empresa y universidades nacionales y extranjeras, para garantizar la transferencia de conocimiento especializado orientado hacia la innovación y doble titulación.

Se deben incrementar las prácticas antes de la graduación de los profesionales, para acercarlos al mundo real.

Se deben potenciar habilidades de emprendimiento, gestión de procesos y conocimiento financiero como complemento en la formación de los ingenieros dedicados al sector.

El desarrollo de procesos de innovación dentro de la empresa crea cambios en diferentes sectores de las organizaciones, de esta forma, la adopción y el desarrollo de innovación organizacional son características esenciales en las transformaciones económicas, sociales y organizativas, que generan un nuevo modelo de corporación.

En los procesos de formación, se deben simular casos reales y aplicación de conocimientos teóricos para la solución de problemas cotidianos.

La economía del conocimiento movilizará a las empresas del paradigma operativo al paradigma especialista, en el que las organizaciones deben incrementar las habilidades para procesar información bajo condiciones de incertidumbre y complejidad, donde los estilos gerenciales pasarán de lo rígido a lo flexible y de lo dogmático a lo inspirador. Los nuevos profesionales del nivel directivo deben tener más conciencia y sensibilidad por lo humano, permitiendo el desarrollo máximo del potencial de los trabajadores del conocimiento.

Se debe potenciar el desarrollo de investigaciones orientadas al desarrollo de nuevas alternativas de generación de energía.

En definitiva, el sector eléctrico colombiano considera que los profesionales deben ser integrales, con habilidades comunicativas, adaptativas, creativas y de innovación, capaces de desempeñarse en múltiples escenarios, de aplicación técnica y de gestión de proyectos, que requieren liderazgo en grupos multidisciplinarios.

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Revista

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La innovación es el mecanismo actual de desarrollo empresarial, a través de introducciones de tipo tecnológica en productos y procesos, y de tipo paradigmático en mercados y organizaciones. Las organizaciones con visión global deben ser innovadoras, flexibles, rápidas y espontáneas para propender por su desarrollo.

3.2. Entorno económico El desarrollo de competencias laborales específicas con orientación a la eficiencia energética para mejorar el uso eficiente de la energía eléctrica es prioritario para cualquier economía en el mundo, y Colombia no es ajena a esta tendencia.

Archivo particular

Aunque la actual matriz energética nacional y el potencial hidráulico y térmico que tiene el país aseguran la atención de su demanda eléctrica en el presente y en el futuro, hecho reflejado en la quinta posición ocupada en el índice de seguridad energética, según la clasificación del World Energy Council2, Colombia debe desarrollar fuentes renovables y no convencionales, considerando: a) el potencial en energía eólica, solar, biomasa y geotérmica que tiene el país; b) que hay una inversión muy grande de los Estados, en el mundo, en el desarrollo de estas energías, lo que hace prever una disminución de los costos de implantación en el mediano plazo; c) en el mediano y largo plazo, existe un riesgo si se depende únicamente de la energía hidráulica, principal fuente de generación eléctrica en Colombia, por la competencia que existe en el planeta por el recurso agua, además de los efectos del cambio climático.

contexto de cada uno, con el fin de aportar efectivamente a las organizaciones.

Para llevar al sector eléctrico colombiano a uno de clase mundial, se requiere una amplia capacidad de negociación apoyada en el conocimiento de normas y regulaciones internacionales para su ejercicio.

A partir del marco anterior, el estudio realizado presentó las siguientes observaciones: Es necesario que el recurso humano para el sector eléctrico colombiano desarrolle competencias en el ámbito de generación distribuida apoyada en energías renovables y fuentes no convencionales de energía, que podrían significar una oportunidad para la industria.

La identificación de nuevos mercados permite el posicionamiento de productos y servicios nacionales, brindando al país en general el reconocimiento a la productividad y la calidad.

Es fundamental que el recurso humano para el sector tenga la capacidad de relacionar la ejecución técnica de sus actividades con su ejecución financiera.

Es importante que los profesionales tengan conocimiento amplio de los eslabones de la cadena y el

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Competencias laborales para el sector eléctrico colombiano: la clave para un sector de talla mundial

Desde la perspectiva educativa como eje transversal para la productividad y competitividad del sector, el estudio plantea que es necesario profundizar y caracterizar las diferentes metodologías de enseñanza con el fin de definir cuál presenta mejores resultados, considerando los requerimientos del sector productivo.

3.3. Entorno ambiental El sector eléctrico colombiano ha tenido una importante participación en el desarrollo de los planes territoriales en materia de la protección del medio ambiente, debido al gran impacto que tiene en esta área3. Los puntos más destacables en este sentido se describen a continuación:

Enseñanza por correspondencia.

Enseñanza a distancia.

Enseñanza virtual, telemática, multimedia.

Enseñanza presencial.

Enseñanza semipresencial, plataformas educativas.

Enseñanza con trabajo.

La gestión ambiental es de vital importancia para la ejecución de proyectos y la sostenibilidad de las empresas, por lo que la interdisciplinariedad es clave para el cumplimiento de los objetivos propuestos no solo en los proyectos, sino también en la permanencia en el tiempo de las empresas del sector.

Para lograr satisfacer los requerimientos de capital humano del sector productivo, se hace necesario fortalecer las alianzas entre este y las instituciones de educación, para no solo crear y mantener programas de formación más pertinentes, sino lograr la gestión de los laboratorios e infraestructura requerida por los procesos de formación.

Las exigencias ambientales requieren que el recurso humano para el sector tenga no solo conciencia ambiental, sino conocimiento de la normatividad y regulación que lo rige.

La inclusión de generación de energía eléctrica a partir de energías alternativas4 contribuye a la conservación del medio ambiente, por lo que es necesario que los profesionales exploren estas alternativas de generación de electricidad.

3.5. Entorno tecnológico La vertiginosa dinámica del entorno tecnológico logra integrar la electrónica, telecomunicaciones e informática, dando paso a grandes innovaciones y progreso en otras áreas, como la gestión y entrega de energía eléctrica.

3.4. Entorno educativo El sector eléctrico colombiano en su estrategia de sostenibilidad ha definido el objetivo de consolidarse como un sector de talla mundial. Lo anterior es posible dadas las condiciones del sector mismo, es decir, la disponibilidad de recursos y el dinamismo del sector. Consecuentemente, los profesionales deben estar a la altura de este reto y considerar el panorama amplio de desempeño, desde la parte meramente técnica hasta la administrativa, incluyendo la gestión de mercados internacionales y la gestión de proyectos. Como se pudo verificar en el estudio en general, el profesional asociado al sector debe cumplir con el criterio de integralidad, partiendo del conocimiento del sector, pero con manejo de habilidades blandas, aportando de esta manera soluciones óptimas a las necesidades de las empresas y, por ende, al sector mismo.

Las principales políticas identificadas dan oportunidad a las nuevas tecnologías en el fortalecimiento de la infraestructura eléctrica, especialmente en las áreas de suministro, transmisión y distribución de la energía; es por eso por lo que el estudio realizado identifica como necesario que los profesionales del sector entiendan el modus operandi de este, y, de ese modo, puedan tener una visión prospectiva de hacia dónde puede dirigirse, partiendo de la integralidad no como subsectores independientes, sino como un todo. Igualmente, el estudio arroja las siguientes observaciones: El conocimiento técnico y conceptual de la infraestructura, instancias, estructura y organizaciones relacionadas con el sector permite tomar decisiones apropiadas en pro de su desarrollo.

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Revista

Más allá del conocimiento técnico, es fundamental el uso correcto de las herramientas existentes y su adaptación conforme con las necesidades del sector.

El desarrollo de programas y aplicaciones en las tecnologías de la información y las telecomunicaciones requiere de profesionales en permanente actualización tecnológica, con capacidad de adaptación a los cambios y la identificación de su aplicabilidad.

Propender por el desarrollo de conocimiento y su aplicabilidad en el sector, con el fin de aprovechar este y la experiencia adquirida de los profesionales, y escalarlo a su aplicación real.

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Los resultados del estudio han confirmado que, aunque no se percibe una escasez de profesionales, el país está atravesando un período de poca oferta y alta demanda de ingenieros y técnicos electricistas impulsada por el crecimiento sectorial y una alta demanda de bienes y servicio conexos, que ha sido alimentada por los desarrollos en nuevos usos de la electricidad y nuevas tecnologías.

Calidad, cantidad y pertinencia son los requisitos claves que debe tener la formación que responda a las necesidades actuales y futuras del sector, desde formación técnica hasta doctorado, para que el sector eléctrico colombiano pueda desarrollarse como un jugador de clase mundial.

Para mejorar la calidad del servicio de mantenimiento y expansión de la energía eléctrica, se requiere que el sector eléctrico colombiano corrija muchas falencias, por ello se propone que las empresas operadoras de red se comprometan a acompañar el proceso de formación, brindando los recursos y el tiempo disponible a sus trabajadores propios y sus satélites (empresas contratistas), y a dotar de infraestructura adecuada y suficiente la capacitación

3.6. Entorno ocupacional

Archivo particular

El entorno ocupacional describió la dinámica relacionada con los cargos, perfiles, salarios que se presentan en el sector. Dado que el estudio realizado es insumo directo para este entorno, cabe resaltar las siguientes apreciaciones arrojadas por la herramienta de consulta:

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Competencias laborales para el sector eléctrico colombiano: la clave para un sector de talla mundial

La escasez de profesionales para ingeniera eléctrica se ha potenciado por el poco interés que despiertan estos programas en los aspirantes a la formación técnica y profesional, aparte de la deficiencia percibida en la educación secundaria en la formación básica requerida para asumir estos programas. Por ejemplo, los estudiantes colombianos de secundaria en las pruebas del Programa Internacional de Evaluación y Estudiantes (PISA, por su sigla en inglés) muestran que el 47% se ubicó por debajo del nivel 2 en la prueba de lectura, el mínimo esperado según lo establecido por PISA, y la lectura es la herramienta clave en los procesos de formación. Igualmente, se está presentando un fenómeno de fuga de talentos, en los altos niveles, por la formación en el extranjero de doctores y magísteres que muchas veces no regresan al país, y, en los niveles profesional y técnico especializado, por el reclutamiento de empresas de servicios con actividades en el exterior.

de sus trabajadores. Lo anterior se puede lograr por medio de la coordinación con el SENA. Por parte del SENA, es necesario continuar aumentando los tiempos de ejecución de las capacitaciones, disponer aún más de los ambientes de formación adecuados y suficientes, seguir creando rápidamente nuevos programas.

Conclusiones y recomendaciones El estudio llevado a cabo permitió identificar la necesidad de perfeccionar los sistemas de información y actualizar los datos respecto a las calidades institucionales de las entidades que ofrecen programas de formación y de condiciones laborales en el sector. No se cuenta en Colombia con sistemas que proporcionen fácil y abiertamente información actualizada sobre calidades comparativas de la oferta de formación en todos los niveles.

Líneas de desarrollo

Es necesario promover el desarrollo de programas de formación técnica y profesional específicos para el sector y motivar al talento humano disponible en el país a cursarlos, pues es una necesidad prioritaria.

Se requieren técnicos, tecnólogos, magísteres y doctores para abordar actividades de: diseño de sistemas eléctricos, planeación, fabricación de equipos eléctricos (transformadores, cables, aisladores, tableros, herrajes para líneas de transmisión y distribución, etc.), construcción, interventoría, operación, mantenimiento, control, administración, fuentes renovables de energía, gestión e investigación tecnológica, todo lo anterior inmerso en los eslabones de cadena: generación, transformación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica y otras aplicaciones, como comunicaciones, automatización y control de procesos industriales.

Es importante pensar en una segunda etapa de este estudio, ampliarlo para cubrir con mucho más detalle que en esta oportunidad las empresas de la cadena energética con énfasis en los sectores de bienes y servicios; ello aumentaría el número de observaciones y de características socioeconómicas, lo que permitiría un análisis aún más exhaustivo, que, incluso, podría conducir a analizar y caracterizar la demanda laboral del sector contrastándola contra la oferta. Esto podría dar luces no solo sobre el tipo de formación y de habilidades necesarias actualmente en el recurso humano del área, sino sobre los requerimientos futuros, así como proporcionar nuevos enfoques en la formación y la normatividad en las competencias laborales.

Agradecimientos

La percepción de calidad de la oferta educativa ha venido disminuyendo, potenciada por el hecho de que, para lograr altos índices de calidad en los programas asociados a la ingeniería eléctrica y a la electricidad en general, se requieren altas inversiones en infraestructura (e. g., laboratorios de alta tensión, máquinas eléctricas, etc.), además de las inversiones en ciencia, tecnología e innovación, que se han ralentizado en estas áreas en el país.

Los autores de esta reseña no pueden dejar de reconocer la labor del equipo técnico que realizó el estudio de caracterización, integrado por Horacio Torres Sánchez (profesor de la Universidad Nacional de Colombia), Jorge Barrientos Marín, Lina María Pineda Martínez, Lina María Niebles Anzola, Juan Carlos Gómez Gallego, John Jairo Uribe Segura, Beatriz Duque

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Revista

colombiano, con interés en profundizar en sistemas de potencia y marco regulatorio. Además de bilingüe, posee conocimientos y experiencia en gestión de proyectos bajo el estándar del PMI.

Montoya, Carlos Andrés Franco Pachón y Olga Lucía Bedoya Mesa (Ambiental Mente), además de los importantes aportes de Emiliano Botero Botero (ISA), José Libardo Muñoz García (EPM), Sandra Milena Bonilla Barajas (CENS), Pedro Enrique Galvis Nieto (CENS) y Clara Inés Buriticá Arboleda (Universidad Distrital). Desde el SENA, el estudio presentado en este artículo contó con las valiosas contribuciones de Nicolás Otálora Rodríguez, Johan Ramiro Cáceres Vargas, Édgar Alberto Madariaga Galvis, Manuel Arsenio Moreno Nieto, José Aled Medina Miranda, Óscar Orlando Guerrero Díaz, José Eliécer Díaz García, Saider Santiago Pérez y Óscar Armando Peteche.

Rubén Darío Cruz Rodríguez Nació en Bucaramanga (Colombia), en 1972. Es ingeniero electricista y magíster en Potencia Eléctrica de la Universidad Industrial de Santander (UIS). Recibió el título de doctor en Ingeniería, Área Energía y Termodinámica, por parte de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) en el 2004. Sus estudios doctorales fueron patrocinados por Interconexión Eléctrica S.A. ESP (ISA). Realizó su pasantía doctoral en The University of Texas at Austin (2002) trabajando junto con el equipo del profesor Ross Baldick en el área de Planeación de la Expansión de la Red de Transmisión.

Referencias bibliográficas 1.

SENA (2013). Caracterización del sector eléctrico colombiano.

2.

International Energy Agency (2012). World energy outlook presentation to the press, p. 6. Extraído de <http://www.worldenergyoutlook.org/pressmedia/recentpresentations/PresentationWEO2012launch.pdf>.

Además de su participación en el Equipo Desarrollo y Optimización de la Red en la Gerencia Servicio de Transporte de Energía de ISA (2000-2004), su trayectoria profesional incluye a Ecopetrol (1995, 1997-1998), las unidades tecnológicas de Santander (1997) y la UIS (1997, 1999-2000, 2004-2012), donde estuvo a cargo por seis años de la Dirección de la Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones (E3T). Actualmente, se desempeña como director de Investigación, Desarrollo e Innovación (I+D+i) de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET).

3. Comisión de Integración Energética Regional (2011). Marco normativo ambiental en los países de la CIER. Extraído de <http://www.carelec.gob.pe/Carelec/userfiles/file/Informe% 2 0 F in al% 2 0 M ar c o % 2 0 N o r m a ti v o % 2 0A mb i e nt al% 2 0 2 0 11 _ C I E R _ v e r s i % C 3 % 8 3 % C 2 % B 3 n % 2 0 1 5 % 2 0 setiembre _ v2.pdf>.

4.

• Mayo de 2013

IPSE. (2011). Centro de Innovación Tecnológica con Énfasis en Energía Solar. Medellín: Universidad Nacional de Colombia (Sede Medellín).

Reseña autores Mónica Marcela Montoya Giraldo

Este trabajo fue realizado con auspicio del Servicio Nacional de Aprendizaje (SENA) bajo el Contrato No. 716 de 2012, Concurso de Méritos No. NS-064 de 2012 del Centro CIES. Todos los derechos sobre este estudio pertenecen al SENA. Las opiniones que contenga este documento son exclusivas de sus autores y no necesariamente representan la opinión oficial del SENA, la Mesa del Sector Eléctrico, CIDET, sus autoridades o sus asociados. Puede solicitar información adicional acerca de la Caracterización del Sector Eléctrico Colombiano a: Mesa del Sector Eléctrico Colombiano, SENA Norte de Santander, +57 (7) 5829990 Ext. 72635 – 72668, mesaelectrico@misena.edu.co o en la dirección del Sistema Nacional de Formación para el Trabajo en Bogotá, Calle 57 No. 8-69.

Ingeniera electricista (2009) de la Universidad de Antioquia y actualmente estudiante de la Maestría en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica en la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB). Responsable de proyectos de investigación como profesional senior de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET).

Cuenta con experiencia en la formulación, presentación y gestión de proyectos en el sector eléctrico

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Energías renovables en Colombia: una alternativa de desarrollo a menor costo social

CARLOS ANDRÉS ARCILA MONTES

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Ingeniero Electricista de la Universidad Tecnológica de Pereira, candidato a MSc en Planeamiento de Sistemas Eléctricos. Profesional, Unidad de Planeación Empresarial, EDEQ S.A. ESP. Tiene amplia experiencia en el sector eléctrico, con énfasis en el negocio de distribución y temas asociados de planeamiento. Una de sus áreas de interés la constituyen la generación distribuida, las energías renovables y su engranaje en el smart grid.

Energías renovables en Colombia: una alternativa de desarrollo a menor costo social

Este documento muestra, de una manera sucinta, la articulación que existe actualmente entre algunos documentos legales y de planeación elaborados por entidades estatales, con el fin de presentar las posibilidades reales que existen en Colombia para la masificación del uso de energías renovables y los desafíos a los que el país se enfrenta para lograr las metas de desarrollo que se ha trazado para una adecuada utilización y ampliación de la capacidad instalada en generación basada en el uso de fuentes no convencionales de energía.

Palabras clave: Plan Nacional de Desarrollo, capacidad instalada, metas de desarrollo.

This paper shows in a succinct way, the articulation that currently exists between some legal and planning documents prepared by state, in order to show the real possibilities that exist in Colombia for massive usage of renewable energy and the challenges that the country faces in achieving the development goals it has set for proper use and expansion of the installed generating capacity based on the use of non-conventional energy sources.

Key words: National Development Plan, installed capacity, development goals.

Glosario

utilización de estas, amparados por un marco legal y señalando los desafíos a los que el país se ve abocado de cara a la implementación y puesta en práctica de toda la visión articuladora mencionada.

Fuentes no convencionales de energía (FNCE): fuentes de energía disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país son utilizadas de manera marginal y no se comercializan o no son empleadas ampliamente.

1. Los antecedentes legales y la visión 2019

Uso racional y eficiente de la energía (URE): asunto de interés social, público y de conveniencia nacional, fundamental para asegurar el abastecimiento energético pleno y oportuno, la competitividad de la economía colombiana, la protección al consumidor y la promoción del uso de energías no convencionales de manera sostenible con el medio ambiente y los recursos naturales.

Introducción

No es un secreto que el nivel de desarrollo económico actual ha sido apalancado por el uso desmedido de los recursos naturales y por la explotación indiscriminada de todo aquello susceptible de transformación para darle valor agregado. Como consecuencia, de un nefasto valor, se tiene la degradación de las condiciones de vida de las personas y su consecuente efecto en las finanzas públicas de las naciones, dada la alta inversión que se debe realizar en políticas de salud a nivel curativo y preventivo.

El presente artículo muestra, de una manera crítica, cómo Colombia se ha venido preparando, con visión de futuro, para la inserción de las energías renovables como alternativas energéticas de uso común y cómo se prevé el desarrollo de la masificación en la

Poniéndose a la altura de las demandas futuras y haciendo frente al desafío de promover un Estado enmarcado dentro del desarrollo sostenible, tal como se establece en la Ley 697 del 20011, en su artículo 3º, numeral 3, “… que conduzca al crecimiento

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Revista

económico, a la elevación de la calidad de la vida y al bienestar social, sin agotar la base de recursos naturales renovables en que se sustenta, ni deteriorar el medio ambiente o el derecho de las generaciones futuras a utilizarlo para la satisfacción de sus propias necesidades”, Colombia inició su visión integradora y articuladora entre planes de desarrollo de cada gobierno, mediante el establecimiento de una visión al año 2019, de forma que los lineamientos e hilos conductores fueran los rectores de la interacción de los referidos planes de desarrollo, a fin de que las transiciones entre períodos presidenciales fueran lo más simples y asimilables para el Estado colombiano.

metas de incremento en la producción de energía basada en fuentes no convencionales de energía (FNCE). Es un desafío enorme, pues, como lo menciona la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) en su formulación del Plan de desarrollo FNCE, se deberá participar en el total de la capacidad instalada de potencia en la nación con una capacidad de 560 MW en el 2015 y de 1.170 MW hacia el 2020, lo cual da cuenta de la importancia que revisten las FNCE, máxime cuando se compara la cifra proyectada con la capacidad actual, que ronda los 193 MW instalados.

2. Los desafíos para el Estado y la industria

Con dicha herramienta de planificación de largo plazo y teniendo en cuenta el potencial minero y energético del país, se cuenta hoy en día con una base teórica y regulatoria que permitirá lograr las

Es loable el esfuerzo gubernamental y de los entes de planeación en poner las anteriores consideraciones en un escenario de acción de mediano plazo.

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Energías renovables en Colombia: una alternativa de desarrollo a menor costo social

Para tal fin, el PND 2010-2014. Prosperidad para todos2, dentro de sus lineamientos y acciones estratégicas, ha puesto de manifiesto la necesidad de incluir las variables ambientales en la planificación sectorial, mediante la formulación de las evaluaciones ambientales estratégicas de las locomotoras agricultura y desarrollo rural, infraestructura de transporte, desarrollo minero y expansión energética, y vivienda y ciudades amables.

articulación de una gestión ambiental económicamente responsable y comprometida con la minimización de los pasivos ambientales, pero que permita el uso de los recursos energéticos de menor impacto para el grueso de la población.

Es allí donde los incentivos a la formación de capital intelectual, la importación y/o fabricación de elementos que apalanquen el uso racional de la energía, y la creación de un clúster del sector de las energías alternativas no convencionales cobran relevancia. Todo lo anterior de la mano del trabajo que se viene realizando desde los años 90, trabajo enmarcado en la globalización de la economía, la minimización a las barreras comerciales a través de la implantación de reglamentos técnicos con carácter de ley y la promulgación e incentivo a la adaptación, apropiación y creación de centros de desarrollo tecnológico.

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Se tiene entonces un asidero para crear un mercado de bienes y servicios en torno al desarrollo de las FNCE, puesto que, para que la articulación ambiental entre las locomotoras de desarrollo sostenible se cristalice, el sector energético desempeña un papel clave, tanto en la producción de bienes como en el facilitamiento de los servicios que demande la población, alineados en un eje de desarrollo sostenible y calidad de vida, que solamente se puede dar bajo la

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Revista

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3. Visión esperanzadora

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Como se puede observar, ya son cerca de 20 años en preparación y allanamiento del terreno para iniciar el camino hacia la consolidación en la producción a escala masiva de energía con FNCE. Si bien la Ley 697 del 2001 y su decreto reglamentario3 ofrecen una visión halagadora y esperanzadora para el futuro de las energías alternativas como un factor clave en el desarrollo sostenible del país, son pocos los avances en normalización y documentación técnica, lo que implica un reto para el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (Icontec) y para el Departamento Administrativo de Ciencia, Tecnología e Innovación (Colciencias), puesto que, ante un ánimo inversionista para el desarrollo de proyectos de generación de energía ambientalmente amigables, no es claro ni cómo se harán los proyectos, ni bajo qué mecanismos de financiación, ni cuáles serán los desarrollos propios en innovación tecnológica que harán de ellos un éxito dado su apalancamiento en el conocimiento propio producido.

Estamos pues ante un reto que debemos afrontar de cara a las futuras generaciones, a fin de que Colombia sea un país que propenda por el desarrollo de las áreas marginadas históricamente y que dicho desarrollo sea movilizado por grandes proyectos de generación con FNCE que justifiquen su inversión al compararlas con proyectos interconectados, y que, como consecuencia de tales implementaciones, el beneficio social y ambiental sea máximo. De ahí la importancia de toda la estrategia planteada en el PDFNCE4, publicado por la UPME, y su articulación y financiación basadas en el PND 2010-2014, puesto que Colombia le apunta con su visión a la equidad, a la protección de la población vulnerable y a la democratización en el uso de la energía y las comunicaciones, de manera que podamos ser al 2019 el país que anhelamos en los aspectos sociales, económicos y ambientales.

eficiencias en inversión y los costos sociales de atender población en situación de desfavorabilidad sean lo suficientemente amplios para llegarles y también correctamente asignados, a fin de que el peso sobre la totalidad de la población sea mínimo y podamos trabajar bajo los principios de equidad, simplicidad y eficiencia económica, en resumen, a un costo social mínimo para un desarrollo regional máximo.

Referencias bibliográficas 1.

Colombia. Ley 697 del 3 de octubre del 2001, sobre el uso racional y eficiente de la energía. Diario Oficial, (44573), 3 de octubre de 2001.

2. Colombia. Departamento Nacional de Planeación. Plan nacional de desarrollo 2010-2014. Prosperidad para todos.

Solo de este modo podremos ser la potencia que siempre hemos soñado, teniendo como eje fundamental del desarrollo el adecuado uso de los recursos naturales y la FNCE, para que en el conjunto macroeconómico nacional se reflejen las verdaderas

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3.

Colombia. Decreto 3683 del 19 de diciembre del 2003, sobre el uso racional de la energía.

4.

UPME (2010). Plan de desarrollo para las fuentes no convencionales de energía en Colombia (PDFNCE) (1ª ed.). Bogotá.

La Asociación Colombiana para el Avance de la Ciencia, ACAC, entidad privada sin ánimo de lucro, que desde hace 42 años trabaja por el fomento de la ciencia, la tecnología y la innovación en Colombia, presenta en el “Año Internacional de la Cooperación en la Esfera del Agua”, la XIII Expociencia Expotecnología 2013, la feria más importante que en este campo se realiza desde 1989.

La XIII Expociencia Expotecnología 2013, que se llevará a cabo del 28 de octubre al 3 de noviembre, propone crear espacios de participación para el sector empresarial, académico, educativo, científico y tecnológico, a través de la puesta en común de propuestas y proyectos innovadores y desarrollos científicos y tecnológicos que contribuyan al desarrollo integral del país y al bienestar de los colombianos.

Programación Académica:

Programación Académica

Exposición Comercial e Institucional pisos 1 y 2

Auditorio

Expociencia Infantil y Juvenil Feria Colombiana de la Innovación pisos 1 y 2

5a 3

A

Exposición Comercial e Institucional 1er piso

5

1 C

Programación Cultural

6

8

Museion, 1er piso Programación Academica , 2o piso

Asociación Colombiana para el Avance de la Ciencia, ACAC Carrera 29 No 39A - 75, Barrio la Soledad Teléfonos (571)2682350- 2446575 direccion@acac.org.co; proyectos@acac.org.co Bogotá, D.C. Colombia www.acac.org.co

Control por modos deslizantes en sistemas fotovoltaicos: soluciones y oportunidades

DANIEL GONZÁLEZ Ingeniero de Control y magíster en Automática de la Universidad Nacional de Colombia. Actualmente es estudiante de Doctorado en la misma institución. dgonzalm@unal.edu.co

CARLOS ANDRÉS RAMOS-PAJA Ingeniero Electrónico y magíster en Automática de la Universidad del Valle, magíster en Ingeniería Electrónica y doctor en Electrónica de Potencia de la Universidad Rovira i Virgili. Actualmente es profesor asociado en el Departamento de Energía Eléctrica y Automática de la Universidad Nacional de Colombia. caramosp@unal.edu.co

Archivo particular

ANDRÉS JULIÁN SAAVEDRA-MONTES Ingeniero Electricista, magíster en Ingeniería Eléctrica y doctor en Ingeniería Eléctrica de la Universidad del Valle.

Actualmente es profesor asociado en el Departamento de Energía Eléctrica y Automática de la Universidad Nacional de Colombia. ajsaaved@unal.edu.co

Control por modos deslizantes en sistemas fotovoltaicos: soluciones y oportunidades

Los sistemas fotovoltaicos son una alternativa viable para reducir la producción energética basada en combustibles fósiles. Las soluciones tradicionales para el control de estos sistemas se basan en dos aproximaciones: un controlador lineal de voltaje y un algoritmo de optimización. En particular, los controladores clásicos no garantizan la estabilidad del sistema fotovoltaico y no son seguros.

Por ello, se ha propuesto usar controladores en modos deslizantes para garantizar la estabilidad del sistema. En este aspecto, las soluciones planteadas en la literatura consideran la regulación de diferentes variables del sistema fotovoltaico, las cuales se analizan y simulan en este artículo para comprobar su efectividad.

Palabras clave: sistema fotovoltaico, sistema no lineal, control por modos deslizantes, estabilidad, seguridad.

Photovoltaic systems are an interesting alternative to reduce the energy production based on fossil fuel.

The traditional solutions adopted to control such a system are based on two approximations: a linear controller and an optimization algorithm. In particular, the classical controllers do not guarantee the system stability and are not safe. Therefore, controllers base on the sliding-mode theory have been proposed in the literature to guarantee stability. Such solutions regulate different variables of the photovoltaic system, which are analyzed and simulated in this paper to evaluate its effectiveness.

Key words: photovoltaic system, non-linear system, sliding-mode control, stability, safety.

Introducción

Para ilustrar el primer reto, la figura 1 presenta las características eléctricas de un panel fotovoltaico en tres condiciones de irradiación solar. Es de notar que la potencia producida en cada nivel de irradiación depende del voltaje del panel, donde existe un punto óptimo

Los sistemas fotovoltaicos son una alternativa viable para producir energía de forma limpia y modular. En la actualidad, los sistemas fotovoltaicos han experimentado un gran desarrollo, debido, principalmente, a tres condiciones: la necesidad de reducir la contaminación ambiental generada por los combustibles fósiles, la necesidad de proveer energía eléctrica a zonas apartadas, donde es poco rentable llevar el sistema interconectado, y el incremento de la autonomía energética.

Pero la comercialización de sistemas fotovoltaicos aptos para uso modular en entornos urbanos, en el rango de kW, presenta retos considerables: la naturaleza no lineal del generador fotovoltaico hace que no sea trivial definir su punto de operación, la interconexión a la red eléctrica genera inestabilidades en el sistema y los cambios en las condiciones ambientales y en la carga producen largos transitorios que degradan la potencia producida1.

Figura 1. Características eléctricas de un panel fotovoltaico BP585.

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mismo, alteraciones en la potencia inyectada a la red generan cambios en las condiciones de operación del convertidor DC/DC, las cuales deben compensarse.

de operación llamado MPP. En esta condición, la derivada de la potencia con respecto al voltaje es igual a cero y el panel genera la máxima potencia disponible (PMPP). El MPP se describe a través de sus condiciones de voltaje y corriente (VMPP e IMPP).

Este artículo describe los principales inconvenientes de las aproximaciones clásicas a los tres retos anteriormente mencionados. Igualmente, se describen técnicas de control no lineal, basadas en la teoría de modos deslizantes, para abordar estos retos de forma más eficiente. En esta línea, el objetivo principal de este artículo es evidenciar las ventajas competitivas que ofrecería un producto comercial basado en modos deslizantes en comparación con los productos actualmente disponibles en el mercado.

La figura 1 muestra la variación de las condiciones eléctricas del MPP, donde se concluye que no existe un único punto de trabajo deseado para el panel fotovoltaico2.

El segundo reto, i. e., conexión a la red, se centra en las perturbaciones generadas desde la interface con la red hacia el panel fotovoltaico (PV). La figura 2 presenta la conexión típica de un sistema PV de doble etapa3, el cual está compuesto por un convertidor DC/DC y un convertidor DC/AC (inversor). El convertidor DC/DC se controla para ubicar el panel en el MPP y el convertidor DC/AC se controla para proveer un factor de potencia adecuado hacia la red y para regular el voltaje en el enlace de DC, el cual consiste en un capacitor (o un banco de capacitores) Cb. Finalmente, la conexión entre el panel PV y el convertidor tiene un capacitor Cin para regular la tensión del panel.

1. Soluciones clásicas El seguimiento del MPP es inviable de realizar a través de técnicas lineales, e. g., PI o PID, debido a la no linealidad de las características eléctricas del panel. Es de destacar que, al linealizar el comportamiento del PV alrededor de un punto de operación, se perdería la posición del MPP. Por lo tanto, el seguimiento del MPP se efectúa en múltiples artículos y productos comerciales usando técnicas algorítmicas, como el ‘perturbar y observar’ (PO)4. Aun cuando existen un gran número de alternativas propuestas para buscar el MPP, el PO ha demostrado ser altamente efectivo y simple de implementar3,4. El principio de operación del PO es simple: se perturba una señal de control y se observa la potencia del panel. Si la potencia se incrementa, la señal de control se perturba en la misma dirección de la perturbación anterior, pero, si la potencia se reduce, la señal de control se perturba en la dirección opuesta.

Figura 2. Conexión a la red eléctrica de un sistema PV.

Es de notar que el panel genera potencia DC (hacia Cb), pero la potencia inyectada en la red es AC (extraída de Cb). Esta condición produce una oscilación sinusoidal de voltaje en Cb al doble de la frecuencia de la red, cuya amplitud es inversamente dependiente a la capacitancia Cb. Esta oscilación se transfiere a través del convertidor DC/DC a los terminales del panel, ocasionando oscilaciones de voltaje que evitan la operación en el MPP, lo que degrada la potencia generada.

La solución clásica considera la perturbación del ciclo de trabajo del convertidor DC/DC, para lo cual solo se requiere un controlador PO. Pero esta solución requiere mitigar externamente las oscilaciones en Cb, de lo contrario, se generan oscilaciones en el voltaje del panel que degradan la potencia producida. Clásicamente, las oscilaciones en Cb se mitigan usando una alta capacitancia (decenas o centenas de mF), lo que requiere adoptar condensadores electrolíticos para el enlace de DC. El uso de este tipo de condensadores

El tercer reto, i. e., transitorios en las condiciones ambientales y en la carga, se centra en reducir el tiempo de búsqueda del nuevo punto óptimo de operación.

Como se observa en la figura 1, el MPP (VMPP e IMPP) cambia significativamente con la irradiación solar. Así

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Control por modos deslizantes en sistemas fotovoltaicos: soluciones y oportunidades

degrada la confiabilidad del sistema, debido a la alta tasa de fallos de los condensadores electrolíticos1,3.

La figura 3 expone las simulaciones de un sistema PV con dos capacitores Cb, uno en el rango de los mF (no electrolíticos - CNE) y otro en el rango de los mF (electrolíticos - CE). Los resultados de simulación ilustran la inestabilidad del sistema con capacitores no electrolíticos, y la estabilidad de este usando capacitores electrolíticos, esto con el precio de una reducida confiabilidad.

Figura 4. Simulación con un PO actuando en la referencia del controlador PI.

nuevo MPP, lo que garantiza una mayor potencia producida con respecto a la operación de un único PO. Por lo tanto, la solución clásica basada en un controlador de voltaje es la más efectiva. Pero el diseño de ese controlador lineal de voltaje requiere la linealización del sistema, lo que produce errores significativos en la predicción del comportamiento del sistema, por ende, no es posible garantizar el correcto desempeño del controlador. Del mismo modo, la linealización del sistema impone una restricción al ancho de banda en lazo cerrado2,5: de acuerdo con la teoría clásica de control, el modelo linealizado es válido para frecuencias menores a Fsw/10, donde Fsw es la frecuencia de conmutación del convertidor. Estudios recientes2 plantean que, al analizar el sistema, es posible extender la validez del modelo hasta Fsw/5. En todo caso, es de resaltar que el ancho de banda del sistema controlado no puede exceder el límite de frecuencia impuesto por la validez del modelo linealizado.

Figura 3. Simulación con un PO actuando en el ciclo de trabajo.

Este problema se abordó introduciendo controladores para el voltaje del panel2,3, los cuales buscan mitigar las oscilaciones en Cin y no en Cb. Esta solución permite emplear condensadores no electrolíticos sin afectar la estabilidad del sistema. La figura 4 presenta la simulación del sistema PV con un capacitor Cb no electrolítico (condiciones CNE) y un PO actuando sobre la referencia del controlador de voltaje tipo PI. Los resultados de la figura 4 hacen evidente el buen desempeño del sistema con regulación de voltaje. Los reguladores más utilizados para esta aplicación son redes lineales tipo PI, PID o adelanto-atraso2,3. Esta solución es clásicamente adoptada para responder ante transitorios del sistema: la figura 4 (en t > 25 ms) ilustra el comportamiento del sistema fotovoltaico actuando en la referencia del controlador PI ante perturbaciones en la irradiación solar. Los resultados de esta fase transitoria ilustran que se alcanza de forma efectiva el

En conclusión, los controladores lineales (PI, PID, adelanto-atraso) comúnmente usados en la literatura, y en la mayoría de productos comerciales, restringen fuertemente la velocidad de respuesta del sistema fotovoltaico. Así mismo, debido a que los controladores lineales se diseñan alrededor de un punto de operación específico, este tipo de controladores no garantizan la operación satisfactoria, o incluso estable, del sistema fotovoltaico para todas las condiciones de operación.

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Revista

2. Control por modos deslizantes

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linealizar el sistema, es posible garantizar su desempeño en toda condición de operación. De la misma manera, los SMC no restringen el ancho de banda de lazo cerrado de un sistema, ya que se diseñan con el modelo no lineal del convertidor. Por lo tanto, el ancho de banda del sistema controlado puede hacerse similar a la frecuencia de conmutación, incrementando en 10 veces (o 5 veces según el criterio adoptado) la velocidad de respuesta ante transitorios.

El control por modos deslizantes es una técnica no lineal que permite controladores convertidores de potencia sin linealizar su comportamiento alrededor de un punto de operación específico.

Este tipo de controladores modifican el estado de una variable discreta para atrapar los estados del sistema dentro de una superficie dada s. Por ejemplo, un convertidor DC/DC elevador tipo Boost5 tiene dos estados: corriente del inductor y voltaje del capacitor. Es posible definir superficies de deslizamiento en función de estos estados, donde algunos ejemplos son: s = iL – Iref (control de corriente del inductor), s = vC –Vref (control de voltaje), etc.

3. Soluciones SMC en sistemas fotovoltaicos Los retos de control en sistemas fotovoltaicos abordados actualmente usando SMC son: mitigación de las perturbaciones producidas por la interconexión a la red, cambios ambientales y carga. Hay que anotar que estos retos se han abordado clásicamente usando controladores PI y PID, como se ilustró en la figura 4, pero con la imposibilidad de garantizar estabilidad y un desempeño deseado para todo el rango de operación.

Para garantizar la existencia del deslizamiento, se deben dar tres condiciones: la condición de transversalidad (1), la cual asegura que la variable manipulada u está presente en la superficie; la condición de convergencia (2), la que avala que, sin importar el estado inicial del sistema, su comportamiento siempre evoluciona hacia la superficie; y la condición de control equivalente (3), la que garantiza que el promedio de la variable de control está entre los rangos de operación del sistema: en convertidores DC/DC la variable de control (activación del MOSFET) tiene valores discretos 0 y 1.

Las soluciones planteadas hasta el momento, usando SMC, consideran la estabilización del punto de trabajo del panel a través de la regulación de su corriente con dos aproximaciones: control de la corriente de entrada del convertidor DC/DC y control de la corriente del capacitor encargado de regular el voltaje del panel.

(1)

3.1. Control de corriente del inductor del convertidor DC/DC

(2)

Esta solución se publicó en Bianconi y et ál.6, considerando un convertidor elevador Boost. La estructura del sistema se presenta en la figura 5, donde un SMC regula la corriente del inductor.

(3) Es de notar que la condición de convergencia en (2) considera la condición de transversalidad negativa en (1); si (1) es positiva, implica que los signos en (2) se deben invertir. Una descripción detallada del diseño de controladores por modos deslizantes se encuentra en Bianconi y et ál.6, y en Petrone y et ál.7.

Como se reporta en Bianconi y et ál.6, la superficie usada es s = iL – Iref, donde Iref se define a través de un controlador de voltaje. La condición de transversalidad en esta superficie se reporta en (4), donde L es el inductor del convertidor, vpv representa el voltaje en el panel y vb, el voltaje en el enlace DC. La relación (4) demuestra que esta superficie cumple la condición de transversalidad.

En conclusión, teniendo en cuenta que los controladores por modos deslizantes (SMC) no requieren

41

Control por modos deslizantes en sistemas fotovoltaicos: soluciones y oportunidades

considerando el SMC como una fuente de corriente, lo que ocasiona la función de transferencia (7) entre la corriente de referencia Iref y el voltaje del panel vpv, donde RMPP representa la impedancia instantánea del panel.

(7) La relación descrita en (7) hace evidente la principal ventaja de esta solución: se garantiza estabilidad, ya que (7) es un sistema de primer orden estable, lo que no sucede con la solución tradicional basada en un controlador directo de voltaje tipo PI o PID. Así mismo, la ecuación (7) también evidencia un inconveniente: RMPP cambia dinámicamente dependiendo del punto de operación del panel, por ende, el controlador PI de voltaje es válido para un punto particular de operación.

Esta condición hace imposible asegurar el desempeño deseado para todo el rango de operación.

Figura 5. Sistema fotovoltaico considerando SMC de la corriente del inductor.

(4) Igualmente, la condición de convergencia se reporta en (5) y el control equivalente en (6). Es de notar que la condición de transversalidad en (4) es positiva, por lo tanto, la condición de convergencia en (5) tiene signos opuestos a (2). Finalmente, en un convertidor Boost (6) siempre es cierta.

La figura 6 muestra la simulación del SMC con s = iL – Iref, de acuerdo con la figura 5, en las condiciones definidas en la figura 4, incluyendo además una perturbación en el voltaje del enlace DC (en 30 ms) para simular transitorios en el inversor.

(5)

Los resultados de la simulación ilustran el comportamiento satisfactorio del sistema ante fuertes variaciones en las condiciones ambientales y de carga, permitiendo la extracción de la máxima potencia disponible.

(6) En conclusión, las relaciones (4), (5) y (6) demuestran que la corriente del inductor sigue la referencia Iref con la máxima velocidad posible, la cual está impuesta por la máxima derivada de la corriente del inductor definida por el valor de L y los niveles de voltaje vpv y vb. Esta condición garantiza que el sistema rechace las perturbaciones debidas a la conexión a la red y a cambios en las condiciones ambientales.

Pero la optimización del punto de trabajo del panel se lleva a cabo a través de su voltaje6. Por lo tanto, el diagrama de la figura 5 considera un controlador PI para regular el voltaje del panel siguiendo la referencia generada por el PO. Este controlador PI se diseña

Figura 6. Simulación de la estructura de control de la figura 5.

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Revista

3.2. Control de corriente del capacitor asociado al panel

• Mayo de 2013

corriente, lo que genera la función de transferencia (9) entre la corriente de referencia Iref y el voltaje del panel vpv.

Esta solución se publicó en Petrone y et ál.7, considerando nuevamente un convertidor elevador Boost.

La estructura del sistema se presenta en la figura 7, donde el controlador SMC regula la corriente del capacitor asociado al panel.

(9) La relación descrita en (9) demuestra que el sistema es siempre estable, manteniendo la ventaja de la superficie anterior sobre la solución clásica. Pero, en este caso, la ecuación (9) es válida para todo el rango de operación, puesto que no depende de los parámetros del panel, solo del valor del capacitor Cin. Esta condición permite garantizar el desempeño deseado para todo el rango de operación, lo que representa una ventaja considerable sobre la superficie anterior y sobre la solución clásica basada en un controlador lineal y un PO. La figura 8 expone la simulación del controlador s = – iCin – Iref, interactuando con el controlador PI de voltaje y un PO, ante las perturbaciones definidas en la figura 6. Igual que en el caso anterior, los resultados de esta simulación ilustran el desempeño satisfactorio del sistema, lo que permite la extracción de la máxima potencia disponible.

Figura 7. Sistema fotovoltaico considerando SMC de la corriente del capacitor.

En este caso, la superficie usada es s = – iCin – Iref, donde Iref nuevamente se define a través de un controlador de voltaje. La nueva condición de transversalidad se reporta en (8), la cual cumple los requerimientos para la existencia de deslizamiento.

(8) Siguiendo el procedimiento presentado para la superficie anterior, en Petrone y et ál.7, se demuestra que la superficie s = – iCi – Iref cumple las condiciones de convergencia y control equivalente. Por lo tanto, la corriente del capacitor Cin sigue la referencia Iref con la máxima velocidad posible, la cual está impuesta por la máxima derivada de la corriente del inductor. Igual que en el caso anterior, esta condición garantiza que el sistema rechaza las perturbaciones debidas a la conexión a la red y a cambios en las condiciones ambientales.

Figura 8. Simulación de la estructura de control de la figura 7.

3.3. Consideraciones para aplicaciones comerciales

La figura 7 considera un controlador PI de voltaje para regular el punto de trabajo del panel7, cuya referencia la define un PO. El controlador PI de voltaje se diseña considerando el SMC como una fuente de

Las soluciones anteriormente descritas proveen ventajas a nivel de seguridad y eficiencia de control.

Así mismo, su implementación se realiza usando dos

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Control por modos deslizantes en sistemas fotovoltaicos: soluciones y oportunidades

lo que genera un sobredimensionamiento de los conmutadores para la mayoría de los puntos de operación, incrementando el costo efectivo de la solución. En contraste, las soluciones clásicas aseguran una frecuencia de conmutación constante, lo que permite una selección precisa de los componentes. En todo caso, esta desventaja es menor si se tiene en cuenta que las soluciones SMC garantizan estabilidad y, por lo tanto, seguridad.

amplificadores operacionales, dos comparadores y un flip-flop S-R6,7, requiriendo un hardware similar a la solución clásica. En todo caso, es necesario tener en cuenta dos desventajas a nivel comercial: se requiere un sensor de corriente de alta frecuencia (mayor a la frecuencia de conmutación) y la variación de la frecuencia de conmutación del SMC. La primera condición se basa en la necesidad de medir, para el primer caso, la corriente en el inductor o, en el segundo caso, la corriente en el capacitor. Es de destacar que el valor medio de la corriente del inductor corresponde a la corriente del panel, pero el valor medio de la corriente en el capacitor es cero. Por ello, el sensor de corriente requerido para implementar la solución IV.B, basada en la corriente del condensador, es más sencillo y menos costoso. De todas formas, esta solución requiere un sensor adicional, de baja frecuencia, para medir la corriente del panel, la cual se precisa para calcular la potencia evaluada por el PO. En cambio, en la solución IV.A, la medida de corriente de inductor se puede filtrar para obtener una estimación realista de la corriente del panel. Finalmente, no es trivial definir cuál de las dos soluciones es más económica a nivel de sensores, ya que tal condición depende del mercado.

Referencias biliográficas

Actualmente, existe una solicitud de patente para la solución descrita en IV.B8, lo que demuestra un interés comercial mayor por esta solución, debido a que garantiza el desempeño deseado en todo el rango de operación. En todo caso, la solución descrita en IV.A puede ser interesante a nivel de integración para aplicaciones portables, pues menos sensores implican menor peso y tamaño.

La segunda condición, relacionada con la variación de la frecuencia de conmutación, dificulta la selección de los conmutadores (MOSFET y diodos) de acuerdo con los tiempos de conmutación requeridos. Para ello, es necesario analizar el peor caso (mayor frecuencia),

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Petrone, G.; Spagnuolo, G.; Teodorescu, R.; Veerachary, M. & Vitelli, M. (2008). Reliability issues in photovoltaic power processing systems. IEEE Transactions on Industrial Electronics, 55, 2569-2580.

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Método para seleccionar lugares de instalación de pequeños aerogeneradores CARLOS A. RAMÍREZ GÓMEZ Ingeniero Electricista y estudiante de la Maestría en Ingeniería “Automatización industrial”, Universidad Nacional de Colombia. caramireg@unal.edu.co

ANDRÉS JULIÁN SAAVEDRA-MONTES

©2013 Thinkstock Photos

Ingeniero Electricista, magíster en Sistemas de Generación de Energía Eléctrica y doctor en Ingeniería Eléctrica, Universidad del Valle. Profesor asociado, Departamento de Energía Eléctrica y Automática, Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia (Medellín). ajsaaved@unal.edu.co

CARLOS ANDRÉS RAMOS-PAJA Ingeniero Electrónico y magíster en Ingeniería, Universidad del Valle; doctor en Ingeniería Electrónica, Automática y Comunicaciones, Universitat Rovira i Virgili. Profesor asociado, Departamento de Energía Eléctrica y Automática, Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia (Medellín). caramosp@unal.edu.co

Método para seleccionar lugares de instalación de pequeños aerogeneradores

En este artículo, se presenta un método para calcular la energía eléctrica producida por un pequeño aerogenerador en un sitio específico. El método es aplicado en la Sede Fraternidad del Instituto Tecnológico Metropolitano (ITM).

En el método, se utilizan los registros de la velocidad del viento y un modelo de un sistema de generación de energía simulado con el ‘software’ PSIM. Con este método, se calcula la energía producida por el sistema eólico previa compra e instalación del aerogenerador. La densidad de potencia calculada en el sitio es de 2.4902 W/m2 y la energía eléctrica estimada para una semana es 250 kW/s.

Palabras clave: energía eólica, zonas urbanas, cálculo de energía eléctrica.

A method to calculate the electrical energy produced by a small wind generator in an specific place. The method is applied in a roof of the Instituto Tecnológico Metropolitano (ITM). Wind Speed data and a small wind generator model are used in the method. The small wind generator model is simulated with PSIM software. Using the method it is possible to calculate the produced energy before to buy and install the small wind generator. The estimated power density in the assessed place is 2.4902 W/m2 and the produced electrical energy during a week is 250 kW/s.

Key words: wind energy, urban zones, power calculation.

Introducción

limitando el área de barrido que pueden tener los aerogeneradores3. Por estos motivos, la potencia de los aerogeneradores en espacios urbanos es del orden de 1.000 W y menor3.

Actualmente se quiere disminuir la dependencia de los combustibles fósiles para proveer energía eléctrica, dado que son una de las causas del calentamiento global y sus consecuencias1. Una de las estrategias para reemplazar los combustibles fósiles son las fuentes alternativas de energía eléctrica. En el caso de las zonas urbanas, algunos de los equipos utilizados para convertir la potencia de las fuentes alternativas que se han usado hasta ahora son: paneles fotovoltaicos, microturbinas eólicas, microturbinas hidráulicas y celdas de combustible2. Las fuentes en las que se ha reportado un mayor desarrollo son la de generación eólica y la de generación fotovoltaica2.

Para poder implementar un sistema de generación eólica en entornos urbanos, se hace necesario evaluar la cantidad de recurso energético disponible en el viento. Con este fin, se han usado herramientas analíticas, como es el caso de la función de densidad de probabilidad de la velocidad del viento4-6, la cual se emplea para evaluar la energía eólica disponible en un lugar y así determinar el tipo de aplicación más adecuada para la disponibilidad del recurso y la topología del sistema de generación.

En el caso de la energía eólica en las zonas urbanas, la potencia es limitada, por dos razones: la primera es el perfil de la velocidad del viento, el cual suele ser muy diferente al perfil presente en zonas abiertas2. La segunda es el área de barrido de las turbinas, ya que estas suelen ser instaladas en los techos de los edificios,

Luego de seleccionar el sistema de generación eólico, se programa un modelo de este y se simula su comportamiento frente a un perfil de viento promedio del lugar de prueba. El resultado de la simulación es utilizado para evaluar la cantidad de energía que puede ser extraída con el sistema elegido. Posteriormente,

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Revista

• Mayo de 2013

esta información puede ser usada para decidir la instalación física del sistema de generación eólica.

El objetivo de este trabajo es presentar un método para seleccionar lugares de instalación de pequeños aerogeneradores. En una primera etapa, se calcula la densidad de potencia disponible, lo que se hace con un perfil de viento del lugar evaluado y una función de densidad de probabilidad. En la segunda etapa, se escoge la posible aplicación que está asociada a la densidad de potencia calculada. En esta misma etapa, se elige la topología que debe tener el sistema de generación eólica. En la tercera etapa, se programa el modelo del sistema de generación y se simula frente al perfil de viento con el cual se calculó la densidad de probabilidad. Con los resultados arrojados por la simulación, se calcula la energía producida en un período de tiempo.

Figura 1. Perfil de viento de tres diferentes semanas.

el ITM7. En la figura 1, se presenta el perfil de la velocidad del viento durante tres semanas en meses diferentes. Allí se observa que existe una hora del día donde se concentran las mayores velocidades de viento, las cuales van desde las 10:00 de la mañana hasta las 4:00 de la tarde aproximadamente.

Este artículo está organizado de la siguiente forma: en la sección 1, se presentan las características del viento en un sitio de prueba. En la sección 2, se calcula la densidad de la potencia disponible en el lugar y, con esta, se determinan: el tipo de aplicación y la topología del sistema de generación eólico. Posteriormente, se expone el modelado y la simulación del sistema de generación seleccionado en la sección 3. El cálculo de la energía eléctrica producida por el sistema es presentado en la sección 4. Y, finalmente, se plantean las conclusiones.

1.1. Distribución de los vientos Una herramienta para calcular la densidad de potencia contenida en el viento consiste en determinar la densidad del viento en el lugar de prueba. En la figura 2, se presenta el histograma de las frecuencias de las velocidades de viento con rectángulos o bins de 0,5 m/s. En la figura, se observa que el 79,6% de las velocidades están por debajo de los 2 m/s. También, que las máximas velocidades registradas fueron de 9,5 m/s.

1. Características de los vientos Para observar las características del viento en la Sede Fraternidad del Instituto Tecnológico Metropolitano (ITM), latitud 6.245 N y longitud 75.550 W, se instaló una estación meteorológica. Con la estación, se registraron datos de temperatura, humedad, presión atmosférica, velocidad y dirección del viento. La estación registra datos cada 48 segundos (s), los cuales son promediados, y su promedio es almacenado cada 5 minutos (min), es decir que el tiempo de muestreo es de 5 min.

El registro de los datos fue realizado entre el 11 de abril del 2011 y el 4 de junio del 2012. Los datos utilizados para efectuar los análisis se pueden encontrar en

Figura 2. Histograma de las velocidades de los vientos en el ITM.

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Método para seleccionar lugares de instalación de pequeños aerogeneradores

A partir de los datos graficados, se calculan los parámetros de dos funciones de distribución de probabilidad que se ajustan a los datos de la distribución de las velocidades del viento. Las funciones de distribución seleccionadas son la función Rayleigh y la función exponencial, definidas por (1) y (2), respectivamente.

Los parámetros estimados de la función Rayleigh son g = -2.715 y b = 2.069. Para la función exponencial, los parámetros son a = 0,2762 y b = -0,6026.

(1)

(2) En la figura 3, se expone la comparación de las funciones de distribución graficadas con los parámetros estimados en la figura 1 y la distribución de las velocidades de viento registradas en el ITM. La comparación visual muestra que las funciones son una representación cercana de los datos experimentales; sin embargo, la distribución de las velocidades presenta al menos dos picos y este comportamiento no puede ser representado por las funciones seleccionadas.

Figura 4. Mapa de las direcciones de viento en el ITM.

observa que la dirección de viento más común es norte a sur; el 35% de las direcciones registradas apuntaban hacia allí. Hacia el suroeste, se ubicaban el 16% de las velocidades registradas.

Otra característica del viento que permite definir la orientación de los aerogeneradores cuando poseen una dirección fija es el mapa de las direcciones de viento. En la figura 4, se presenta el mapa de direcciones de viento registradas en el ITM. En el mapa, se

2. Cálculo de la densidad de potencia eléctrica La potencia contenida en el viento Pv puede ser calculada con (3), en donde ρ es la densidad de aire, A es el área transversal a la dirección del viento, para la cual se calcula la potencia, y v es la velocidad del viento.

(3) La densidad de potencia del viento se define como la potencia en el viento por unidad de área (Pv /A), con esta se calcula la distribución de potencia para cada velocidad del viento. La distribución de potencia es obtenida al multiplicar la densidad de potencia por la función de probabilidad de cada velocidad de viento, como se muestra en (4)5,6,8. La distribución de la densidad de potencia se presenta

Figura 3. Comparación de las funciones de distribución y los datos experimentales.

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Revista

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Con esta información, se selecciona la topología del sistema de generación de energía eólica, en este caso, un pequeño aerogenerador que alimenta una carga aislada de la red.

3. Sistemas de generación eólicos usados en zonas urbanas La generación eólica en las zonas urbanas se caracteriza por ser de baja potencia, debido a que se instala en techos de edificios, limitando el tamaño y peso de los aerogeneradores. Así mismo, cuando se instala en edificios residenciales, deben mantenerse bajos niveles de ruido para no afectar a las personas2. Los aerogeneradores instalados en zonas urbanas normalmente no superan 1 kW de potencia nominal3.

Figura 5. Funciones de la densidad de potencia comparadas con la densidad de potencia experimental.

en la figura 5, esta se calcula para poder estimar el recurso energético del viento disponible en un lugar específico5,6,8.

Al final de la sección 2, se definió que la topología del sistema de generación eólica debe ser la alimentación de una carga aislada. Para evitar el uso de un inversor al alimentar cargas de corriente alterna, se elige un sistema para abastecer cargas de corriente directa. La topología del sistema escogido se muestra en la figura 5. El sistema de generación eólico está conformado por una turbina eólica, un generador sincrónico de imanes permanentes, un rectificador, un convertidor cd-cd y la carga. Las dos ventajas más importantes de esta configuración son: el control del voltaje de salida se hace a través del ciclo de trabajo del convertidor y es posible reducir los armónicos que llegan a la carga10.

(4) La densidad de la potencia del viento (P2) se obtiene resolviendo la integral de la función de probabilidad para todo el rango de velocidad del viento, como se muestra en (5). La densidad de potencia es calculada tanto para las dos funciones como para los datos experimentales. La densidad de potencia con la función de distribución exponencial es 5.1776 W/m2, con la función de distribución Rayleigh es 1.1964 W/m2 y con los datos experimentales es 2.4902 W/m2. Las funciones de distribución seleccionadas sobreestiman y subestiman el valor de la densidad de potencia calculada con datos experimentales.

(5) De acuerdo con el sistema internacional de clasificación de Elliott y Schwartz9 y teniendo en cuenta el valor de densidad de potencia calculado con los datos experimentales, nuestra ubicación corresponde a una clase uno, la cual caracteriza los sitios con densidades menores a 100 W/m2. Esta clase indica que la ubicación analizada no es apta para generación de energía eléctrica a gran escala conectada a la red eléctrica, pero puede ser usada para pequeñas aplicaciones no conectadas al sistema eléctrico o carga de baterías.

Figura 6. Sistema de generación de energía eólica para una carga aislada cd.

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Método para seleccionar lugares de instalación de pequeños aerogeneradores

3.1. Modelo de los elementos del sistema de generación de energía eólica

(13)

Para poder simular el sistema seleccionado y calcular la potencia producida, es necesario modelarlo e implementarlo en un software de simulación. El modelo estático de una turbina eólica está dado por (6), en donde Pt es la potencia de la turbina, Cp es el coeficiente de potencia, el cual se define en (7). Dado que la relación de potencias Cp cambia con la velocidad del viento, esta relación suele escribirse como una función de la relación de la velocidad angular ω del generador y la velocidad del viento v. Esta relación se conoce como tip speed ratio (λ) y se muestra en (8)11.

El convertidor es un convertidor Buck y su diagrama circuital se presenta en la figura 7. En este convertidor, el voltaje de salida V siempre es inferior que el voltaje de entrada Vcd, tal y como se ilustra en (14), en donde D es el ciclo de trabajo y puede tomar valores menores e iguales a 1. Las ecuaciones que describen el comportamiento en estado estacionario del convertidor son (14) y (15), donde V es el voltaje de salida del convertidor, IL es la corriente en el inductor y R es la carga conectada al convertidor.

(6) (7) (8) El modelo rotacional de la turbina y el generador está dado por (9), en donde Tm es el torque mecánico y Te es el torque eléctrico, J es la inercia combinada de la turbina y el generador, y F es la fricción del sistema12.

Figura 7. Diagrama de circuito de un convertidor Buck.

(14) (9) (15) El modelo eléctrico del generador sincrónico de imanes permanentes se presenta en (10) y (11). En este modelo, se consideran Lq y Ld iguales, es decir que el generador se considera de rotor cilíndrico. En el modelo, Is y Vs son la corriente y el voltaje de fase, respectivamente. Rs y Ls son la resistencia y la inductancia de fase, p es el número de polos y λpm el flujo por polo12.

4. Evaluación de la potencia disponible a partir del modelo del sistema de generación eólico

(10)

Para evaluar el desempeño de un sistema de generación eólico instalado en el lugar de prueba, se simula el sistema ante las condiciones de viento presentes en el lugar de prueba. El perfil de viento usado para la simulación se presenta en la figura 1 y corresponde a la semana del mes de mayo. El sistema modelado consiste en una turbina con potencia nominal de 200 W, velocidad del viento nominal igual a 12,5 m/s, velocidad nominal del rotor de 1.000 rpm, inercia de 0,026 kg/m2 y una velocidad de arranque de 2,7 m/s.

(11) El rectificador es un puente de diodos trifásico y sus ecuaciones están dadas por (12) y (13)12.

(12)

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El generador de imanes permanentes tiene 12 polos, genera 98,67 V por cada 1.000 rpm, tiene una inercia de 0,0011 kg/m2, un tiempo mecánico de 1,3 s, una resistencia de fase de 0,3 W y una inductancia de fase de 2 mH. El sistema fue simulado con un demo del software PSIM®.

En la figura 8, se muestra el perfil de potencia en la carga de corriente directa. Para velocidades del viento inferiores a 2,7 m/s, la potencia en la carga es 0, dado que a esas velocidades de viento el aerogenerador no arranca y, por lo tanto, no produce potencia. Al igual que las velocidades de viento, la producción de potencia se concentra en horas de la tarde.

Figura 9. Energía producida a lo largo de una semana.

con lámparas led de bajo consumo o carga de baterías.

Un aspecto que se debe destacar del análisis anterior es la posibilidad de evaluar la producción de energía de un sistema eólico, en un lugar específico, antes de comprar el sistema. Este método puede ser mejorado diseñando un sistema de control para mantener el voltaje de salida constante y creando un algoritmo de extracción de máxima potencia, aumentando la energía producida por el sistema.

Figura 8. Perfil de la potencia en la carga durante una semana.

Conclusiones

En la figura 9, se observa la energía producida por el aerogenerador, la integral de la potencia en el tiempo, con lo cual se obtiene la energía durante una semana.

Esta energía se consigue integrando la potencia entregada por el generador, la cual está graficada en la figura 8. En la figura 9, durante los intervalos de tiempo donde la velocidad del viento es inferior a la velocidad de arranque del aerogenerador, la energía entregada a la carga no aumenta, mientras que, en los demás intervalos, sí lo hace. Al final de la semana, se ha entregado a la carga un total de 250 kW/s, lo que equivale a 69,44 W/h.

En este artículo, se expone un método para calcular la energía eléctrica producida por un pequeño aerogenerador en un sitio específico. La metodología requiere tener registros de velocidad de viento o, al menos, una función de distribución parametrizada y validada para el lugar seleccionado. Adicionalmente, la metodología precisa de un modelo de un sistema de generación para calcular la energía producida por el sistema.

La principal ventaja del método consiste en estimar la energía producida por un sistema antes de su compra e instalación. El lugar evaluado presentó una densidad de potencia de 2.4902 W/m2 y el sistema de generación evaluado puede entregar 70 W/h para un perfil de viento de la Sede Fraternidad del ITM, latitud 6.245 N y longitud 75.550 W.

Un aerogenerador de 200 W instalado en el ITM puede abastecer aproximadamente 70 W/h. Esta cantidad de energía puede ser usada en iluminación

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Método para seleccionar lugares de instalación de pequeños aerogeneradores

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Tecnologías de sistemas de recarga para vehículos eléctricos

CARLOS ANDRÉS ÁLVAREZ ÁLVAREZ Joven investigador I+D+i, CIDET Ingeniero Electricista de la Universidad de Antioquia. Experiencia en temas de vigilancia tecnológica y herramientas relacionadas. carlosandres.alvarez@cidet.org.co

©2013 Thinkstock Photos

EDUIN JAVIER GARCÍA ARBELÁEZ Profesional senior I+D+i, CIDET Ingeniero Electricista de la Universidad de Antioquia. Más de 10 años de experiencia en gestión de proyectos de I+D+i para el sector eléctrico colombiano. eduin.garcia@cidet.org.co

Tecnologías de sistemas de recarga para vehículos eléctricos

Este artículo presenta una descripción de los tipos de sistemas de recarga para vehículos eléctricos, de acuerdo con el estándar norteamericano y el europeo, exponiendo aspectos tales como niveles de tensión, niveles de corriente, protecciones y los respectivos componentes. Además, se realiza una descripción de los tipos de conectores existentes en el mercado y se exponen las especificaciones de los diferentes escenarios, residencial, comercial y público.

Posteriormente, se detallan las funciones que deben efectuar las respectivas estaciones de recarga, implementadas físicamente y por medio de software.

Finalmente, se lleva a cabo una contextualización de los sistemas de recarga en Colombia, se ilustran las distintas iniciativas que se podrían realizar en el país, las políticas y su impacto, y se presentan sugerencias para promover la implementación de los sistemas de recarga en Colombia.

Palabras clave: vehículo eléctrico, sistema de recarga, red de distribución.

This paper presents a description of the types of charging systems for electric vehicles (EV), according to both American and European standards, explaining topics such as voltage levels, current levels, protections and the corresponding components. In addition, a description of the connector types available on the market is given, along with specifications of different scenarios (residential, commercial and public). Furthermore, the functions to be performed by the respective charging station, whether physically or by software implemented, are shown.

Charging stations systems are finally contextualized in Colombia, illustrating different initiatives that could be perform in the country, the policies and their impact, and providing suggestions to promote charging systems implementation in Colombia.

Key words: electric vehicle, charging system, distribution network.

Introducción

Diversas líneas de trabajo se han abordado en el estudio de los vehículos eléctricos, desde proyectos de investigación y desarrollo en tecnologías de recarga, baterías y prototipos de vehículos eléctricos, hasta proyectos para evaluar el impacto que estas tecnologías tendrán en los actuales sistemas de distribución.

Igualmente, se avanza en la elaboración de normas y estándares de las distintas tecnologías para la masificación del vehículo eléctrico.

El vehículo eléctrico (VE) como alternativa al vehículo de combustión interna es un tema que en los últimos años ha acaparado la atención de diferentes sectores, tales como el académico, el industrial y el gubernamental. El vehículo eléctrico tiene un rol muy importante en la transformación del transporte, al mejorar la eficiencia global del sistema energético, contribuyendo con la protección del medio ambiente, la conservación de la energía, y reduciendo el consumo de los combustibles fósiles, de tal manera que se disminuyen las emisiones de gases de efecto invernadero y contaminantes dentro de los centros urbanos.

Una de las líneas de trabajo que se viene desarrollando con mayor fuerza son los sistemas de recarga, ya que son fundamentales para la conexión entre el vehículo eléctrico y las redes eléctricas que

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suministran la energía necesaria para cargar las baterías. Esto ha llevado a que exista mucho interés por parte de la comunidad científica y empresarial en realizar investigaciones y estudios sobre las diferentes tecnologías en esta temática.

Por lo tanto, desde el punto de vista de la estandarización y homologación, se encuentran varias tecnologías de carga lenta, generalmente asociadas en aplicaciones domiciliarias, y tecnologías de carga rápida, utilizadas en vías, parqueaderos públicos y privados, o estaciones de recarga ubicadas en puntos estratégicos de una ciudad.

Los sistemas de recarga son de gran relevancia para un óptimo desarrollo y avance hacia la masificación del vehículo eléctrico, pues se precisa que estos sistemas suministren energía a los vehículos con alta eficiencia y seguridad, requisitos indispensables para su industrialización y comercialización3. Además, es necesario tener en cuenta algunos aspectos para una adecuada implementación, tales como la planificación y operación de la red de distribución, el tipo de carga, el comportamiento del consumidor y el impacto en el sistema eléctrico de potencia.

1. Tipos de sistemas de recarga actuales Tomando como referencia los tres niveles de carga definidos por el Electric Power Research Institute (EPRI) y codificados en el National Electric Code (NEC), se clasifican los diferentes sistemas de recarga descritos a continuación4.

Nivel 1. Sistemas de carga lenta

Los sistemas de recarga son desarrollados a diferentes niveles de tensión y usan distintos tipos de tecnología dependiendo del tipo de situación de carga.

El nivel 1 usa un voltaje estándar de 120 VAC a una corriente de 15 amperios (A) (12 A útiles) o 20 A (16 A útiles), comúnmente se encuentra disponible a nivel

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Tecnologías de sistemas de recarga para vehículos eléctricos

infraestructura de recarga. En este modo, el vehículo eléctrico se conecta por medio de un dispositivo que permitirá simular una carga con comunicación con el punto de recarga. Este modo de carga funciona con una corriente máxima de 32 A a una tensión de 250 VAC monofásica o 480 VAC trifásica.

residencial o comercial. Debido a que a este nivel de voltaje se proveen potencias bajas (máxima de 1,44 kW), los tiempos de carga son prolongados.

Nivel 2. Sistemas de carga semirrápida Este nivel de carga utiliza una tensión de 240 VAC monofásica, con una corriente de 40 A y es preferido principalmente por el sector privado y público. El nivel de carga semirrápida requiere de un equipo especial, con lo cual se garantiza un nivel de seguridad alto.

Modo 3 de Carga AC. Carga lenta o rápida Utilizando este modo de carga, se presenta una comunicación real entre el vehículo eléctrico y la infraestructura de recarga a través de un control piloto.

El vehículo se conecta a la red eléctrica de baja tensión (AC) con un conector específico multipines con funciones de control y protección, y un tomacorriente hasta de 70 A/250 VAC monofásico y de 63 A/480 VAC trifásico, a través de un circuito de uso exclusivo. Las funciones de protección y control están ubicadas del lado de la infraestructura fija.

Nivel 3. Sistemas de carga rápida El nivel de carga rápida es implementado en aplicaciones comerciales y públicas, y es semejante a una estación comercial de gasolina. Este tipo de sistema de carga emplea un nivel de tensión de 480 VAC trifásicos. En la práctica, los equipos de potencias varían en un rango entre 60 y 150 kW, por lo que la batería puede llegar al 50% de su carga en un tiempo aproximado de 10 a 15 minutos.

Modo 4 de carga DC. Carga rápida Este modo de carga es el más avanzado y, en primera instancia, todos los vehículos eléctricos no vendrán adecuados para usar esta recarga. Es un modo de carga ultrarrápida y funciona mediante corriente continua (DC, por su sigla en inglés). El vehículo eléctrico se conecta a la red de baja tensión a través de un cargador externo que realiza la conversión AC/DC en la instalación fija. La capacidad de corriente máxima que se puede tener es de 400 A (aproximadamente 50-150 kW). Las funciones de control y protección, así como el punto de recarga, están instaladas del lado de la infraestructura fija.

Al igual que se presenta una estandarización a nivel americano, a nivel europeo también hay una clasificación para los sistemas de recarga de vehículos eléctricos, expresada por la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC, por su sigla en inglés), como se muestra a continuación5.

Modo 1 de carga AC. Carga lenta El vehículo eléctrico se conecta a la red por medio de un tomacorriente común en baja tensión. Este tomacorriente tiene una capacidad de 16 A (3,7-11 kW) a una tensión inferior de 250 VAC monofásica o 480 VAC trifásica. Este modo de carga en algunos países, como los Estados Unidos, está prohibido por ley debido a razones de seguridad.

Modo 2 de carga AC. Carga lenta El vehículo eléctrico se conecta a la red de baja tensión mediante un conector estándar a través de un cable especial, el cual se compone de pines, y uno de estos es denominado control piloto, que se encarga de la comunicación entre el vehículo y la

Fuente: Jon Asín, M. (2012). Infraestructura de carga rápida para el VE.

Figura 1. Resumen de los cuatro modos de carga según IEC 61851.

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2. Infraestructuras de recarga

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Los cables de suministro, enchufes, tomacorrientes, conectores del vehículo y protecciones son los principales componentes del equipamiento de suministro para vehículos eléctricos (EVSE, por su sigla en inglés). Las especificaciones de estos componentes varían en cada uno de los países dependiendo de la frecuencia, el voltaje, el tipo de conexión a la red y los estándares de transmisión.

El desarrollo y la penetración a gran escala de los vehículos eléctricos requieren de una investigación e implementación de la infraestructura de recarga para dichos vehículos, además de modificar y mejorar la infraestructura de la red de distribución existente, a fin de soportar la carga que estos vehículos suponen.

En la actualidad, existen varios conectores para la recarga de los vehículos eléctricos. Algunos de los manufactureros de vehículos eléctricos son Ford, General Motors, Volkswagen, Fiat, Toyota y Mitsubishi, entre los cuales se acordó, en abril del 2009, un conector estándar, SAE J1772, para la respectiva recarga7,8. La figura 2 muestra algunos conectores y enchufes implementados en todo el mundo.

Existen diferentes niveles de carga basados en: la potencia disponible para la recarga, el tiempo de carga, la locación, el costo, el equipo disponible y el efecto sobre la red eléctrica. Así mismo, con la implementación de la respectiva infraestructura de recarga, es necesario considerar algunas temáticas, como lo son: la planeación de la operación de la red de distribución, la planeación de la expansión, las políticas de estandarización de las respectivas estaciones y la regulación necesaria6.

Las infraestructuras de recarga de baterías para vehículos eléctricos se pueden presentar de diferentes formas y especificaciones técnicas, dependiendo de la locación en la que se encuentren y de los modos o niveles de carga para los que fueron diseñadas. Se pueden encontrar tres escenarios distintos para la recarga de vehículos eléctricos: residencial, comercial y una estación de recarga, la cual es asemejada a una estación de gasolina común denominada ‘electrolinera’9. La instalación de un sistema de recarga residencial en un garaje típicamente consiste en disponer de un circuito o ramal con dedicación exclusiva, que funcione a 120 VAC, 15 A, conforme con el nivel de carga 1 definido por el EPRI; por otra parte, está el sistema

Fuente: Foley, A. M.; Winning, I. J. & Gallachóir, B. P. (2010). State of the art in electric vehicle charging infrastructure.

Fuente: Jon Asín, M. (2012). Infraestructura de carga rápida para el VE.

Figura 2. Conectores y enchufes para VE.

Figura 3. Infraestructura de recarga para vehículos eléctricos.

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Tecnologías de sistemas de recarga para vehículos eléctricos

de recarga comercial, el cual tiene la característica de funcionar a 120, 240 VAC, 40 A, según se requiera, y, por último, tenemos el sistema de recarga rápida, que tiene como su principal característica el modo de recarga DC, lo cual reduce los tiempos de recarga sustancialmente, situación que se evidencia en la figura 3.

Tabla 1. Funciones de la estación de recarga

3. Funciones de las estaciones de recarga En la tabla 1, se exponen algunas de las funciones, tanto físicas como de software, que deben cumplir las estaciones de recarga para un óptimo suministro de la energía10.

Funciones implementadas por medio físico

Funciones implementadas por medio de software

• Enclavamiento del conector para la recarga del vehículo eléctrico.

• Administración de la carga.

• Identificación de usuario.

• Conexión y desconexión a la red eléctrica.

• Estimación y cuenta del tiempo de recarga.

• Verificación de las protecciones eléctricas.

• Estimación y cuenta de la energía consumida por cada recarga.

• Punto de conexión eléctrico para la carga del vehículo.

4. Recomendaciones para la implementación de sistemas de recarga en el contexto colombiano

• Envío de datos al centro de adquisición de datos.

• Señal luminosa indicando el estado de la carga del VE.

• Módulo de discriminación horaria.

• Señal de alarma luminosa para la desconexión del cable.

• Módulo del almacenamiento de datos.

Es fundamental realizar pilotos de sistemas de recarga para vehículos eléctricos, con el objetivo de observar el impacto que supondría la introducción de estos vehículos en la red de distribución del sistema colombiano, así como también el impacto que podría generar en la sociedad y las oportunidades que se podrían derivar.

Las tecnologías de sistemas de recarga requieren, para su respectiva comercialización e industrialización, que se implementen políticas públicas, incentivos y beneficios tributarios para aquellas empresas que fabriquen, instalen y provean el servicio de recarga, y para aquellas personas que adquieran vehículos eléctricos. Del mismo modo, se necesita que se actualice la regulación existente y que se adhieran normas.

Se requiere mayor financiación de proyectos de investigación y desarrollo por parte del gobierno y de empresas interesadas que permitan apropiar conocimiento y tecnología en el contexto y realidad colombiana para el desarrollo y la implementación de sistemas de recarga.

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En la evaluación de las tecnologías, para el caso colombiano, la tendencia es implementar sistemas de recarga con base en los tres niveles de carga definidos por el EPRI y codificados en el NEC, ya que estos niveles de carga manejan tensiones similares a las que se utilizan en Colombia.

De hecho, a través de los años, la topología de la red nacional ha sido diseñada tomando como ejemplo los estándares norteamericanos.

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Las diferentes tecnologías de sistemas de recarga para vehículos eléctricos en general cuentan con una eficiencia superior al 90%, lo cual es un indicador de que estos sistemas funcionan de una manera óptima y no se presentan demasiadas pérdidas en la transferencia de la energía al vehículo eléctrico, por lo tanto, no se considera como una barrera en la introducción de estos sistemas al mercado. Sin embargo, los sistemas de almacenamiento de la energía todavía no se encuentran totalmente desarrollados y aún constituyen objeto de estudio; en la medida en que los dispositivos de almacenamiento lleguen a desarrollarse de forma exitosa, podría

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de beneficios económicos y medioambientales que supone el uso de los vehículos eléctricos. Ejemplos de estos beneficios son la oportunidad para generar empleo en la investigación y desarrollo, la manufactura y despliegue de la infraestructura de recarga, y la oportunidad para reducir la dependencia de los combustibles fósiles.

decirse que la penetración del vehículo eléctrico, así como de la respectiva infraestructura de recarga, se daría con mayor facilidad.

El tratado de libre comercio con los Estados Unidos abre una oportunidad para la adquisición de tecnología de vehículos eléctricos y, a su vez, de los sistemas de recarga, facilitándose la apropiación de estas tecnologías y, por lo tanto, su masificación.

En la medida en que se desarrollen los diferentes dispositivos de almacenamiento de la energía para el vehículo eléctrico, el costo de este disminuirá significativamente, debido a que las baterías en la actualidad representan una pieza fundamental y constituyen aproximadamente una tercera parte del costo del vehículo. Por lo tanto, si se logra reducir el costo de las baterías, el mercado de ventas de vehículos eléctricos crecerá considerablemente.

Las tecnologías en sistemas de recarga fabricadas por las empresas Charge Point by Coulomb Technologies, AeroVironment (AV) y Eaton son las que posiblemente se introducirían con mayor facilidad en la topología de la red eléctrica de Colombia, puesto que cumplen con algunas características de los sistemas eléctricos del país, como los niveles de tensión.

Aunque grandes empresas fabricantes de productos eléctricos y que actualmente operan en Colombia están incursionando con las tecnologías de sistemas de recarga, la implementación de dichos sistemas podría facilitarse por intermedio de estas compañías, adaptándose a los requerimientos del sistema eléctrico de potencia.

Referencias bibliográficas 1.

Díez, A. & Restrepo, M. (2011). Necesidad de un programa nacional para el desarrollo de un transporte eléctrico en Colombia. Revista CIDET, (4), p. 27.

2. Velandia, E. (2009). Energía eléctrica: alternativa energética para un transporte urbano sustentable en Colombia. Bogotá.

Conclusiones

3.

Las respectivas infraestructuras de recarga aún se encuentran en estado de crecimiento o desarrollo, de manera que, para la introducción de estos sistemas a Colombia, se necesitará todavía de algunos años. Se podría decir que, cuando las tecnologías lleguen a su estado de madurez en los países líderes en la producción de los sistemas de recarga, podría hablarse de una posible penetración del vehículo eléctrico en el contexto colombiano.

Wang, H. (2010). A novel approach for the layout of electric vehicle charging station. In Apperceiving Computing and Intelligence Analysis (ICACIA), 2010 International.

4. Morrow, K.; Karner, D. & Francfort, J. (2008). Plug-in hybrid electric vehicle charging infrastructure review.

5.

International Electrotecnichal Comission (2010). Electric vehicle conductive charging system - Part 1: General requirements.

IEC 61851-1.

6.

Yilmaz, M. & Krein, P. T. (2012). Review of charging power levels and infrastructure for plug-in electric and hybrid vehicles.

7.

Foley, A. M.; Winning, I. J. & Gallachóir, B. P. (2010). State of the art in electric vehicle charging infrastructure.

8. EPRI (2011). Transportation electrification a technology overview.

La electrificación del transporte se ve a futuro como una gran oportunidad de mejoramiento en la movilidad eléctrica de Colombia, debido a la cantidad

9.

Jon Asín, M. (2012). Infraestructura de carga rápida para el VE.

10. Movele Madrid (2010). Puntos de recarga para vehículos eléctricos.

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Modelo financiero para la gestión de la eficiencia energética

JUAN PABLO ROJAS DUQUE

RUBÉN DARÍO CRUZ RODRÍGUEZ

Administrador de Empresas y especialista en Finanzas de la Universidad de los Andes Magíster en Administración de la Universidad de Boston juanpablo.rojas@cidet.org.co Director CIDET Bogotá

Ingeniero Electricista y magíster en Potencia Eléctrica de la Universidad Industrial de Santander (UIS) Doctor en Ingeniería –Área Energía y Termodinámica– de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) rubendario.cruz@cidet.org.co Director I+D+i, CIDET

Modelo financiero para la gestión de la eficiencia energética

Actualmente, muchas de las iniciativas para mejorar la eficiencia energética en la industria, que en algunos casos requieren inversiones que comprometen la liquidez de las empresas en el corto plazo, están asociadas a esquemas en que se remunera al proveedor del conocimiento y la tecnología necesarios (Empresa de Servicios Energéticos, ESE) a partir de los ahorros efectivamente logrados. Ese esquema, aunque conceptualmente coherente, no ha sido exitoso en nuestro medio, tanto por limitaciones técnicas como por aspectos de interrelación y cultura. En este trabajo, dando por descontada la solución de los aspectos técnicos, se propone un modelo financiero que permite remunerar adecuadamente la contribución de la ESE y solventar los elementos que han impedido que los empresarios acojan masivamente esquemas de eficiencia energética.

Palabras clave: eficiencia energética, uso racional de la energía, empresa de servicios energéticos (ESE), modelo financiero.

Nowadays, many of the initiatives that have been developed to improve energy efficiency in industry, which require in some cases large investments that could compromise the corporate short term liquidity, are associated with schemes that compensate the provider of the knowledge and technology required (Energy Service Company, ESCO) through the money savings generated. This scheme, though conceptually coherent, has notbeen successful here because of both technical limitations and interaction and culture issues. In this paper, taking for granted the solution of the technical aspects, a financial model is proposed that allows the beneficiaries of the energy efficiency programs appropriately compensate the ESCO’s contribution and solve the issues that have prevented industry of massively embrace energy efficiency schemes.

Key words: energy efficiency, rational use of energy, energy service company (ESCO), financial model.

Glosario

bien producir más cantidad consumiendo la misma energía.

• Energía: magnitud física que expresa la capacidad de un cuerpo o sistema para realizar trabajo o producir calor. Se mide en julios (J), esto es, vatio-segundos (Ws). Aunque no es una unidad del sistema internacional de unidades (SI), para la energía eléctrica se utiliza otra unidad, el kWh (kilovatio-hora), siendo este equivalente a 3,6 MJ. • Energía final: energía suministrada al consumidor para ser convertida en energía útil.

• Energía primaria: energía que no ha sufrido ningún tipo de conversión.

• Cambio climático: variación de la temperatura

A continuación, se presenta la definición de algunos de los términos utilizados en este trabajo1: • Ahorro energético: reducción del consumo de energía mediante la afectación del servicio o utilidad proporcionada, sin alternar la eficiencia energética.

• Eficiencia energética: relación entre la cantidad producida de un servicio o utilidad y la cantidad de energía consumida para proporcionarla. Una mejora de la eficiencia energética implica producir la misma cantidad consumiendo menos energía, o

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Revista

promedio de la atmósfera terrestre como resultado de un desequilibrio en el balance energético de la radiación recibida, absorbida y devuelta al espacio por la Tierra.

• Desarrollo sostenible: evolución progresiva de una economía que asegura las necesidades del presente sin comprometer la capacidad de las futuras generaciones para enfrentarse a sus propias necesidades.

• Seguridad del suministro: disponibilidad de una oferta adecuada de energía a precios razonables.

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con el objetivo de brindar certidumbre a ambas partes1. Este esquema, aunque conceptualmente coherente, no ha sido exitoso en nuestro medio, por: • La dificultad para discriminar en la práctica el efecto de la gestión de la ESE de las variaciones en el consumo por aspectos operacionales. Esto requiere que no solo sea necesario invertir en equipos y sistemas eficientes para lograr el ahorro energético en el proceso productivo (iluminación, calefacción, refrigeración, motores, variadores de velocidad, sistemas centralizados de gestión energética), sino para medirlo y, especialmente, para discriminarlo del cambio en el consumo por decisiones operativas, inversión que algunas empresas no reconocen o consideran que encarece el proyecto.

Introducción Las empresas de servicios energéticos (ESE) son las entidades con las capacidades para desarrollar, instalar y gestionar la financiación de proyectos formulados para mejorar la eficiencia energética y los costos asociados de mantenimiento de una instalación durante un período de tiempo determinado. Una ESE normalmente actúa como un desarrollador de proyectos para un rango amplio de tareas y asume el riesgo técnico y de desempeño asociado con el proyecto. Típicamente ofrecen los siguientes servicios2:

• La verificación del ahorro requiere un conocimiento técnico más allá de las capacidades de la mayor parte de las empresas beneficiarias (en algunos casos, estas no pueden hacer más que aceptar los reportes de la ESE), por lo que muchos empresarios prefieren una verificación independiente. Por otra parte, existe la tendencia en los empresarios a considerar excesivo el que la ESE sea compensada de forma proporcional al ahorro logrado (ya sea porque este es considerado como propio una vez alcanzado, o porque el empresario estima que el riesgo asumido por la ESE fue bajo y, por lo tanto, la compensación o prima de riesgo exagerada). En pocas palabras, algunos empresarios consideran que los realmente beneficiados con los proyectos de eficiencia energética son las ESE más que la empresas mismas e, incluso, prefieren esquemas donde la ESE sea una entidad sin ánimo de lucro.

• Desarrollan, diseñan y gestionan la financiación de proyectos de eficiencia energética.

• Instalan y mantienen los equipos eficientes energéticamente requeridos.

• Miden, monitorean y verifican los ahorros de energía del proyecto.

• Asumen el riesgo de que el proyecto logrará los ahorros de energía establecidos.

El objetivo fundamental de las ESE es la implementación de medidas para la mejora de la eficiencia energética y son remuneradas a partir de los ahorros (resultados obtenidos). Este esquema tiene como propósito que los consumidores de energía continúen enfocando sus recursos a su actividad principal, mientras que las ESE se encargan de la modernización de los equipos e instalaciones, mediante la integración de proyectos con ahorros energéticos y económicos garantizados. La figura central para el desarrollo de estos proyectos es el contrato de desempeño o contrato de rendimiento energético (CRE), que especifica las condiciones en las que se desarrollará el proyecto,

• Muchas de las ESE con el conocimiento técnico requerido no tienen la capacidad financiera para cubrir las inversiones necesarias a fin de lograr los ahorros energéticos, ni tampoco para asumir la infraestructura para medir y, especialmente, discriminar los ahorros, siendo esta última, por las razones anteriormente expuestas, muy difícil de trasladar o ser reconocida por la empresa beneficiaria. En algunos casos, en más fácil para el empresario que para la misma ESE acceder en

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Modelo financiero para la gestión de la eficiencia energética

manera que se logre una disminución significativa de las emisiones a nivel global3.

el mercado financiero a los recursos que se precisan para un proyecto de eficiencia energética, por lo que algunos empresarios prefieren que la ESE se dedique fundamentalmente a proporcionar el conocimiento y a especificar la tecnología necesaria que a asumir las inversiones en un esquema que también podría asumir la empresa, en muchos casos, en mejores condiciones y con más facilidades, aunque sacrificando capacidad de endeudamiento.

Debido al crecimiento económico, fundamentalmente en países en desarrollo, para el año 2050, se espera un incremento sustancial en los volúmenes de producción en el sector industrial y manufacturero, lo que se verá reflejado en un aumento en el consumo energético del sector, manteniendo la orientación a la electricidad y los biocombustibles. Por lo anterior, se espera una mejora en la eficiencia energética en el consumo, y, para ello, se deberá continuar invirtiendo, quizá con mayor decisión, en investigación y desarrollo, además de llevar a la práctica, con mecanismos e incentivos más efectivos, las políticas planteadas para incentivar la incorporación de las tecnologías más eficientes disponibles a las instalaciones existentes del lado de la demanda.

• Carencia de un esquema regulado de gestión de la demanda, que proporcione incentivos adicionales a los empresarios, además de la reducción de los costos de la energía en el futuro, que promocione el desarrollo de ESE y permita cubrir las inversiones iniciales.

En este artículo, se expone un esquema que pretende lograr la inversión necesaria para desarrollar proyectos de eficiencia energética en la industria, asegurando una adecuada remuneración para todos los involucrados y consiguiendo la disposición de los empresarios con un modelo que demuestre, de forma más simple e intuitiva, el cierre financiero de los proyectos a su favor. Este artículo incluye un breve repaso de los retos actuales con relación a la eficiencia energética (sección 1) para continuar con las consideraciones de diseño y la especificación del modelo que se propone en este trabajo (secciones 2 y 3). Luego, se da la caracterización de los actores involucrados en el modelo (sección 4), además de la especificación del proceso de implantación de este (sección 5). Finalmente, se brindan las principales conclusiones alcanzadas durante la estructuración del modelo propuesto.

El desarrollo de nuevas tecnologías o la aplicación de las ya existentes a los procesos productivos, bajo el enfoque de la eficiencia energética, debe fijar el objetivo de reducir los consumos específicos, térmicos y eléctricos, hasta sus mínimos técnicos. Este objetivo se está alcanzando, entre otros factores, mediante el aumento del rendimiento en la combustión; la reducción de las pérdidas en los sistemas productivos, la reutilización de los calores residuales; la utilización de nuevos catalizadores, tanto a nivel de combustión como en reacciones químicas; el uso de materias primas cuya transformación requiera menos consumo de energía; el ajuste de la curva demanda-consumo; la utilización de nuevos dispositivos eléctricos que disminuyan el consumo de energía activa-reactiva, etc.4 (ver figura 1).

1. Retos en la gestión de la eficiencia energética El cambio climático es una problemática global que involucra a todos los sectores y sociedades, por lo que, en la actualidad, la tendencia global se encamina hacia el desarrollo de tecnologías limpias y la promoción de la eficiencia energética en el transporte, la construcción y la industria/manufactura, de

Figura 1. Eficiencia energética en la industria.

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industria. Así mismo, también están las opciones tecnológicas requeridas para lograr estos ahorros, probadas en la práctica, que se han establecido por sus resultados y su adaptabilidad.

Para la consecución de los objetivos de ahorro y eficiencia energética que permitan alimentar la demanda interna del país y aumentar el potencial de exportación de energía, además de conocimiento, tecnología, formación de talento humano, reglamentos y medios de información, concienciación, educación e incentivación del usuario final, se requiere una continua revisión del cumplimiento de la eficacia y cumplimiento de los mecanismos e instrumentos existentes, donde el cuello de botella no ha estado, a pesar de la percepción general, en la disponibilidad de conocimiento y tecnología, sino en el desarrollo de modelos de negocio novedosos que resuelvan los problemas de liquidez y capacidad de inversión inicial del empresariado y la medición y verificación de los ahorros.

En lo que se refiere a la financiación de las ESE, los principales actores que pueden estar implicados son la empresa instaladora, el banco (que puede financiar la renovación de las instalaciones), una empresa aseguradora (que puede asumir parte del riesgo) y la propia ESE1. Para la gestión de la eficiencia, las ESE han utilizado diversos modelos financieros como los que se presentan en la figura 2.

Además del conocimiento de los expertos y la disponibilidad de tecnologías, un tercer aspecto muy importante para que un programa de eficiencia energética sea exitoso en la práctica cotidiana es la disposición de los empresarios como beneficiarios o clientes (dueños o responsables de los procesos que utilizan la energía como insumo) para involucrarse decididamente, y esta disposición existirá siempre y cuando las cuentas del programa de eficiencia energética, en términos financieros, sean claras y demuestren, sin mayores complejidades o esquemas muy elaborados, un cierre financiero a su favor. En el momento actual, se observa la ausencia de entidades financiadoras y aseguradoras de riesgo, típicas de otros mercados ya desarrollados.

2. Consideraciones para el diseño del modelo En los últimos años, los temas asociados a la eficiencia energética (EE) han sido protagonistas en la investigación tanto en la academia como a nivel industrial, por lo que el conocimiento en este sentido ha alcanzado niveles avanzados, a pesar de los retos aún vigentes. Por esto, los expertos en estas áreas cuentan, en la actualidad, con el conocimiento necesario para lograr ahorros energéticos significativos en la

Figura 2. Modelos de gestión de ESE1,5.

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Modelo financiero para la gestión de la eficiencia energética

con una estructura financiera estándar plenamente resuelta que facilite su implementación. Se contaría entonces con un esquema que permitiría la consolidación de distintas metodologías y tecnologías de eficiencia energética.

Para aportar con respecto a este último punto, esto es, lograr la disposición de los empresarios, en este documento, se propone un modelo financiero diseñado para facilitar la incorporación ágil de esquemas de eficiencia energética, ajustable de acuerdo con las características de las empresas beneficiarias y que considera las complejidades de la industria.

El esquema propuesto considera un fideicomiso maestro, el cual estaría alimentado con recursos de inversionistas con afinidad con estos temas y con apetito por este tipo de inversiones. A su vez, dentro del mismo fideicomiso maestro, existirán fideicomisos accesorios, que, si bien se adaptarían a las especificaciones de cada empresa beneficiaria, gozarían de independencia jurídica, permitiendo la estandarización y la dinámica operativa necesaria para cada uno de ellos en sus procesos de administración, garantías y pagos (figura 3).

El modelo desarrollado ha sido formulado considerando como principio básico el incorporar los intereses de todos los involucrados en un proyecto de eficiencia energética, pero racionalizando los beneficios que cada uno obtiene según su aporte y contribución. De igual forma, el modelo ha sido planteado de modo que sea flexible y se pueda adaptar a esquemas con diferente tipo de actores involucrados, cada uno con una función especializada, siendo esta última una de las características más relevantes del modelo propuesto.

Fideicomiso Maestro Eficiencia Energética -

3. Modelo financiero propuesto

Patrimonio Autónomo Uno (Universidad)

A partir de las consideraciones de diseño y del planteamiento de que cada uno de los actores involucrados debe jugar un rol específico, especializado e independiente para el éxito de una iniciativa de eficiencia energética, se considera como premisa fundamental que el esfuerzo de apalancamiento financiero no debería provenir ni ser gestionado por parte de las empresas beneficiarias, así como tampoco de las ESE (incluyendo en estas a los expertos en eficiencia energética y a los proveedores de tecnología). Desde el análisis de los inconvenientes de diversas experiencias de eficiencia energética en el país, se ha concluido en este trabajo que este esfuerzo de financiamiento debe provenir de terceras fuentes que serán vinculadas bajo la modalidad project finance, empleando un esquema fiduciario estructurado denominado patrimonio autónomo, el cual se constituirá en una fiduciaria de reconocimiento nacional, cumpliendo con todos los requisitos legales para tal fin.

Patrimonio Autónomo Dos (Empresa)

Patrimonio Autónomo Tres (Fábrica)

Patrimonio Autónomo Cuatro (Centro comercial)

Figura 3. Estructura del esquema fiduciario.

Para el modelo propuesto, se deben tener presentes todos los requerimientos legales establecidos por la Superintendencia Financiera para estos efectos, así como los requerimientos técnicos y de mercado de potenciales financiadores especializados en el sector.

4. Caracterización de los actores involucrados En los procesos de eficiencia energética, se han observado típicamente proveedores de diferente naturaleza1: • Empresas de mantenimiento.

• Empresas de instalaciones eléctricas.

• Empresas de servicios públicos (electricidad y/o gas).

• Empresas consultoras.

Dado que cada solución que se implemente en este escenario es completamente diferente de las demás, cada caso necesita de una debida diligencia que definirá la estrategia específica y la cantidad de recursos tecnológicos y financieros requeridos, pero

Sin embargo, este conjunto de actores es insuficiente dada la complejidad de la gestión de la

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validador de la recuperación de la inversión. Es decir que, a través de un modelo de project finance, se deben determinar todos los inputs financieros que el modelo proporciona, tanto a su inicio como en el transcurso definido de la vida del proyecto, así como todas las inversiones y gastos necesarios que el modelo demande. De esta forma, se determina cuándo hace cierre financiero cada proyecto en particular y qué esperar, en términos financieros, como su tasa interna de retorno (TIR), su valor presente neto (VPN) y su tiempo estimado de recuperación.

eficiencia energética. A continuación, se lista y caracteriza cada uno de los involucrados en el modelo que se ha desarrollado en este artículo: 1) Fiduciaria: quien autónomo.

administra

el

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patrimonio

2) Experto en eficiencia energética (ESE): quien define el mejor modelo de operación de eficiencia energética y viabiliza la solución técnica que será implementada (ESE).

3) Proveedores/instaladores: proveedores de tecnología, software, equipos y demás elementos necesarios para lograr el éxito del programa de eficiencia energética que va a ser implementado.

Realizar la validación financiera descrita ayudaría a entender, en el caso específico en que un proyecto no haga cierre financiero en un plazo razonable según unos estándares establecidos previamente y lo suficientemente atractivos para un inversionista, cuál sería el tiempo y los recursos atrapados adicionales requeridos por el proyecto para lograr su cierre financiero. Estos plazos y estos recursos adicionales se discriminarían como la ‘inversión social’ requerida por el proyecto. A partir de aquí, se desprendería, entonces, una matriz de priorización de inversión social por proyecto que ayude a definir las iniciativas según los recursos por invertir utilizando este mecanismo versus el beneficio social obtenido.

4) Auditor energético (articulador/operador técnico): además de vigilar los resultados de la solución implementada para conseguir la meta de eficiencia energética, en este modelo, este actor es quien facilita la integración de los distintos intereses para que se constituya el patrimonio autónomo. Debe validar la reducción de los consumos energéticos, para que se mantengan por debajo o, a lo sumo, iguales a la meta definida. También, debe vigilar que existan alternativas de auxilios o beneficios en el mercado, que incentiven la aplicación de este tipo de soluciones, a las cuales el patrimonio autónomo o la entidad beneficiaria tengan derecho a aplicar. Debe contar con una metodología, aceptada por las partes involucradas, para la medición y verificación de los ahorros*. En este punto, es esencial tener presente que, como cada empresa beneficiaria necesita un modelo de eficiencia energética particular (por su tamaño, tipo de industria, equipos utilizados, hábitos de consumo energéticos, tecnología requerida, y, en los mismos empleados, su disposición y apertura mental al cambio, etc.). Además del instrumento de medición y verificación de los ahorros, es necesario tener un instrumento financiero que sirva como

5) Entidad beneficiaria (cliente): organización o entidad a quien se le implementará la solución y la administración de su consumo energético.

6) Inversionistas: quienes proveen los recursos. En este rol, se incluye no solo a los inversionistas interesados y que entiendan del riesgo, sino también a los préstamos que sean necesarios para apalancar el modelo; también considera los recursos (excedentes) que la misma empresa tenga para este fin, que no quiere que cuenten por la parte operativa del negocio y que estén únicamente relacionados a esta acción concreta.

Existen ya un número importante de metodologías de medición y verificación desarrolladas por diferentes organismos, siendo la más conocida el Protocolo Internacional de Medición y Verificación (International Performance Measurement & Verification Protocol, IPMVP5), creado en octubre del 2000, bajo el auspicio de la Oficina de Eficiencia Energética y Energías Renovables del Departamento de Energía de los Estados Unidos. Sin embargo, y en vista de la gran diversidad de características de las empresas, las tecnologías y su uso, es necesario diseñar especificaciones de medición y verificación adecuadas para cada caso. La medición y verificación de los ahorros energéticos es una actividad de gran trascendencia en el desarrollo de los proyectos y puede representar una fracción importante de los costos del proyecto1.

*

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Modelo financiero para la gestión de la eficiencia energética

conseguir la eficiencia energética no solo al inicio de este, sino también a lo largo de la vida del proyecto, la cual se contrastará con los ahorros obtenidos. Como inversión inicial, se considerarán los gastos generados por el asesoramiento del experto en eficiencia energética (ESE), así como los gastos incurridos en la incorporación de nuevas tecnologías dentro de la entidad beneficiaria, al igual que capacitaciones y divulgación de información en la entidad.

7) Agente de recaudo: proveedores de la entidad beneficiaria que prestan el servicio de recaudo de sus facturas en forma masiva.

8) Incentivos: en este ítem, se hace referencia a todo tipo de incentivos existentes antes y después de haberse implementado el plan de eficiencia energética. Pueden ser incentivos nacionales como internacionales a los cuales tenga derecho la entidad beneficiaria o el patrimonio autónomo por estar implementando el plan de eficiencia energética.

El modelo financiero propuesto gráficamente se podría visualizar como se ilustra en la figura 4.

9) Ahorros: dinero resultante de la reducción de los costos de energía eléctrica al mejorar la relación entre la cantidad producida de un servicio o una utilidad y la cantidad de energía consumida para producirla. En general6:

5. Implantación del modelo El proceso requerido para obtener la implantación del modelo está dividido en tres fases: estructuración, consolidación y operación.

Consumo energía base-consumo Ahorros = posintervención±ajustes por de anergía condiciones de operación

5.1. Fase de estructuración

(1)

Esta primera fase implica el primer gran aporte por parte del auditor del proceso actuando como articulador, quien deberá socializar el modelo y hacer que todos los interesados converjan en el patrimonio autónomo. El principal entregable de esta fase es lograr el ajuste de la definición de los roles de cada participante, para que queden plasmados en documentos jurídicos y firmados en contratos, los cuales serán custodiados en el mismo patrimonio establecido. En estos deberán estar claramente definidos los compromisos de cada quien, sus alcances y sus beneficios, así como las reglas de juego del modelo financiero. En ese sentido, en esta fase, se deben cumplir las siguientes etapas:

Cada proyecto que va a ser implementado parte de la premisa básica económica de que tendrá cierre financiero, el cual provendrá del ahorro obtenido por la entidad beneficiaria al aplicar la metodología recomendada por el experto en eficiencia energética (ESE) contratado. Queda claro, entonces, que en cada modelo que va a ser implementado ha de analizarse individualmente su viabilidad financiera, la cual estará basada en la inversión total necesitada para

1) Perfeccionamiento de un contrato entre el patrimonio autónomo y la entidad beneficiaria. Este contrato formaliza la prestación del servicio de eficiencia energética y garantiza la entrada de recursos económicos provenientes de la entidad beneficiaria fruto de la disminución de sus costos de operación. También hace que el patrimonio autónomo se vuelva una garantía fuente de pago, haciendo que en el sistema financiero se tenga una mejor aceptación de riesgo por parte de los inversionistas y/o entidades bancarias.

Figura 4. Modelo financiero propuesto.

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Revista

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patrimonio autónomo, es ayudar al inversionista no solo a entender los riesgos asociados, sino a contribuir a su correspondiente mitigación y administración, ya que cada uno de ellos actúa por separado y con una metodología de fácil seguimiento.

2) Perfeccionamiento de un contrato entre el experto en eficiencia energética y el patrimonio autónomo, en el cual el experto se compromete en diseñar el plan de eficiencia energética más adecuado de acuerdo con su conocimiento y que mejor encaje a la entidad beneficiaria conforme con el diagnóstico realizado. En este deberán quedar claros los tiempos requeridos en todas las etapas de la intervención, exploratoria y de debida diligencia, así como las de implementación. De igual modo, deberá estar precisada la forma de hacerle seguimiento al plan implementado para su monitoreo diario, semanal, mensual y anual. En contraprestación, se le pagará al experto en eficiencia energética de dos formas, un pago básico por el servicio de asesoría prestado y un pago mensual contra los resultados obtenidos. Los porcentajes del básico y al éxito quedan por definirse en la negociación que se lleve a cabo con el experto.

5.2. Fase de consolidación Esta fase considera la puesta en marcha del modelo, ya la operación del modelo se considera en la siguiente. Las etapas de esta fase serían las siguientes (el orden en que aparecen no necesariamente es el orden cronológico en que ellas se deban ejecutar, puede haber simultaneidad y esto hay que saberlo administrar): 1) Se identifica el interés de la empresa interesada y se adquiere el compromiso por parte de ella como entidad beneficiada, según el modelo.

2) El patrimonio autónomo visualiza y adelanta gestiones con el experto en eficiencia energética para que haga una propuesta de modelo para ser implementado.

3) Los inversionistas hacen su aporte al patrimonio autónomo.

4) Se cierra el contrato con el experto en eficiencia energética.

5) Se solicita a los proveedores los pedidos suficientes identificando las cantidades de acuerdo con el modelo del experto en eficiencia energética.

6) Se instala la tecnología y los equipos solicitados.

7) Se hace cierre contractual con el operador técnico (articulador auditor) y se fijan condiciones de su gestión.

3) Perfeccionamiento de diferentes contratos entre los distintos proveedores que el modelo necesite para su implementación, administración, gerencia y seguimiento.

4) Un contrato con el operador técnico (articulador/ auditor), en el cual se define su rol de interventor.

Este operador técnico será quien valide la implementación y uso del plan definido. Es quien además llamará a la entidad beneficiada a que se encaje dentro de la senda acordada por el modelo de eficiencia energética definido, y es quien dirimirá inconvenientes técnicos que se lleguen a presentar. Su principal rol es el de velar e informar al patrimonio autónomo y a sus interesados sobre la correcta utilización del modelo y de su implementación, así como de su uso y su resultado.

5) Contratos con los distintos inversionistas. Estos contratos serán circunscritos a un modelo estándar de inversión y/o financiación, con plazos y tasas claras, lo cual ayudará al inversionista a determinar su rentabilidad definida por un riesgo asociado. Es de resaltar que la gran contribución de cada uno de los integrantes del modelo, la del articulador, la del experto en eficiencia energética, la del operador técnico, todos coordinados a través del

Figura 5. Etapas de implantación del modelo.

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Modelo financiero para la gestión de la eficiencia energética

que ha tenido la actividad de la gestión de la eficiencia energética de terceros, además de intentar atraer fondos de inversión que eventualmente se especialicen en este tipo de negocios. En, entonces, un modelo financiero que considera e involucra los intereses y alcances de cada interesado, premiando y tasando sus reconocimientos, según sus aportes y contribuciones a la implementación y desarrollo de este. Entre las características más relevantes del modelo propuesto, se pueden mencionar:

En la figura 5, se resumen las etapas de las fases 1 y 2 en un solo cuadro. La etapas de la fase de operación se describen en la siguiente sección.

5.3. Fase de operación A continuación, se describen las principales actividades desarrolladas por cada uno de los actores involucrados en este modelo durante la operación del esquema de eficiencia energética.

• Permite la implementación en serie de los modelos de eficiencia energética.

• Independiza y permite visualizar en forma separada, dentro de las empresas beneficiarias, el modelo de gestión de eficiencia energética implementado, contrastándolo con las inversiones requeridas y con los logros económicos obtenidos.

• Genera bajo riesgo en la implementación y ejecución, puesto que, en términos simples, consiste en la incorporación de modelos de gestión desarrollados por expertos en eficiencia energética, con tecnologías probadas e implementadas por la industria en los últimos años, y con un estricto seguimiento al cumplimiento de los objetivos planteados.

• Lleva a la confluencia de un equipo altamente experimentado y probado en cada uno de los roles involucrados en el modelo.

• Produce una ganancia de alto valor para la entidad beneficiada, en cuanto obtiene inmediatamente beneficios económicos con una baja o nula inversión. El modelo trae resueltas las fuentes de financiación requeridas. Al final, se genera un alto impacto en el valor de su acción.

1) El patrimonio autónomo hace el recaudo, el cual será una cuota definida y que será cubierta por la empresa todos los meses.

2) El operador técnico (articulador/auditor) hace su labor de seguimiento y de auditoría y control según lo estipulado por el experto en eficiencia energética. A su vez, hará su mejor gestión de vigilar los beneficios colaterales existentes en el mercado por estar aplicando estas prácticas de eficiencia energética y su posible aplicabilidad en el caso específico. Cada caso, antes de aplicar, llevará su análisis de viabilidad económica, con sus costos asociados y con los responsables de su ejecución.

3) El patrimonio autónomo atiende gastos adquiridos por el fideicomiso.

4) El patrimonio autónomo atiende gastos financieros de los inversionistas.

5) El resultado final, si hay utilidad, se revierte a la entidad beneficiaria; de no haber un beneficio, la entidad beneficiaria inmediatamente incurrirá con el faltante, ya que no se revertiría nada a su favor; inmediatamente, deberá corregir su actuación para encajarse según el plan y la senda de eficiencia definida.

Conclusiones

Referencias bibliográficas

Uno de los problemas que se han detectado para el desarrollo de empresas de servicios energéticos (ESE) es la inexistencia de regulación, normatividad y acreditación de estas y de los servicios que ofrecen, lo cual hace que pasen por servicios energéticos algunos productos que no llevan necesariamente asociada la mejora de la eficiencia energética.

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Club Español de la Energía (2010). Conceptos de ahorro y eficiencia energética: evolución y oportunidades. Madrid: Instituto Español de la Energía, 326 p.

2. National Association of Energy Service Companies (2011).

What is an ESCO? Extraído el 21 de mayo, 2013, de <http:// www.naesco.org/resources/esco.htm>.

3. World Business Council for Sustainable Development (2004). Facts and trends to 2050: energy and climate change.

Extraído de <http://www.wbcsd.org/DocRoot/xxSdHDlXwf1J2J3ql0I6/Basic-Facts-Trends-2050.pdf>.

En este trabajo, se propuso un esquema para tratar de sortear las barreras legales y administrativas

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Revista

4.

Club Español de la Energía (2009). Primer análisis del estado de la innovación en el área de las tecnologías energéticas en España. Madrid: Instituto Español de la Energía, 117 p.

5.

Bertoldi, P. & Rezessy, S. Energy service companies in Europe. Status report 2005. Institute for Environment and Sustainability, Joint Research Centre, European Commission.

Extraído de <http://re.jrc.ec.europa.eu/energyefficiency/pdf/ ESCO%20report%20final%20revised%20v2.pdf>.

6.

U.S. Department of Energy (2002). International performance measurement & verification protocol: concepts and options for determining energy and water savings. DOE/GO-102002-1554.

Extraído de <www.nrel.gov/docs/fy02osti/31505.pdf>.

• Mayo de 2013

Rubén Darío Cruz Rodríguez Nació en Bucaramanga (Colombia), en 1972. Es Ingeniero Electricista y magíster en Potencia Eléctrica de la Universidad Industrial de Santander (UIS). Recibió el título de doctor en Ingeniería, Área Energía y Termodinámica, por parte de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) en el 2004. Sus estudios doctorales fueron patrocinados por Interconexión Eléctrica S.A. ESP (ISA). Realizó su pasantía doctoral en the University of Texas at Austin (2002) trabajando junto con el equipo del profesor Ross Baldick en el Área de Planeación de la Expansión de la Red de Transmisión.

Reseña autores Juan Pablo Rojas Duque

Además de su participación en el equipo Desarrollo y Optimización de la Red en la gerencia del Servicio de Transporte de Energía de ISA (2000-2004), su trayectoria profesional incluye a Ecopetrol (1995, 19971998), las Unidades Tecnológicas de Santander (1997) y la UIS (1997, 1999-2000, 2004-2012), donde estuvo a cargo por seis años de la dirección de la Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones (E3T). Actualmente, se desempeña como director de Investigación, Desarrollo e Innovación (I+D+i) de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET).

Nació en Villavicencio (Colombia), en 1969. Es Administrador de Empresas y especialista en Finanzas de la Universidad de los Andes, y magíster en Administración (Área Innovación y Tecnología) de la Universidad de Boston. También cursó estudios de Administración y Gerencia en la Universidad de Harvard. Cuenta con 13 años de experiencia en banca y estructuración de soluciones financieras corporativas relacionadas con deuda, capital, gestión de efectivo, financiamiento de proyectos, fusiones y adquisiciones, ofertas de club deals, préstamos sindicados, entre otros. También, tiene cinco años de experiencia en el sector eléctrico; cuatro como vicepresidente comercial de una empresa de base tecnológica en el Área de Infraestructura de Medición Avanzada. Actualmente, es el director de la oficina en Bogotá de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET).

Su experiencia profesional, investigativa y docente se ha centrado en la planeación de la expansión, gestión, operación, monitorización y regulación de mercados de energía, la aplicación de modelos de gestión de mejores prácticas y el desarrollo de modelos de vigilancia tecnológica, gestión tecnológica y de innovación para el sector eléctrico.

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Propuesta para un programa de uso racional y eficiente de la energía aplicable al sector industrial colombiano

CARLOS ALBERTO CÁRDENAS AGUDELO

©2013 Thinkstock Photos

Ingeniero Electricista Especialista en Gerencia de Mantenimiento Líder de Certificación de Sistemas de Gestión

Propuesta para un programa de uso racional y eficiente de la energía aplicable al sector industrial colombiano

C

Además, define las competencias y deberes de varios actores, que incluyen la obligación de las empresas de servicios públicos de promover el uso racional de energía por parte de sus clientes, la creación de programas de investigación, educación y divulgación, así como el establecimiento de incentivos por parte del Figura 1. Mapa de las regiones naturales de Colombia. gobierno. Pero, infortunadamente, esta Ley no refleja algunas de las propuestas La búsqueda de un avance significativo en el tema originales más amplias, como, por ejemplo, la creadel uso racional y eficiente de la energía, elemento ción de una entidad promotora del uso racional de imprescindible para la reducción de los costos de la energía y su financiación, la conformación de un producción de la mayor parte de las empresas del fondo de eficiencia energética y la introducción de país, se debe lograr por dos vías: la primera está enestímulos tributarios. focada en el control de la eficiencia de los equipos y procesos, con el fin de encontrar las condiciones Lo ideal es promover la eficiencia energética como de operación más eficientes desde el punto de visprimera prioridad en una cartera de fuentes de enerta energético. Esta es la más comúnmente impulgía económica y ambientalmente sostenible, y alentar sada, mientras que la otra vía es la implementación tanto a los industriales como a los funcionarios públide sistemas de gestión energética (energy managecos a pensar, en primer lugar, en la eficiencia energément system), que permitirían administrar la energía tica cuando se están haciendo adquisiciones de recomo un recurso más de las empresas, con un enfocursos energéticos o formulando opciones de política que sistémico y administrativo. energética.

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Fotografía tomada de la internet.

olombia es un país con una gran cantidad de recursos energéticos; sin embargo, consciente del impacto ambiental que produce su utilización y, en especial, para asegurar el abastecimiento energético pleno y oportuno de la nación, la competitividad de la economía colombiana, la protección al consumidor y la promoción del uso de energías no convencionales de manera sostenible con el medio ambiente y los recursos naturales, se expidió, en el año 2011, la Ley 697 o Ley URE, orientada a la creación del programa de uso racional y eficiente de la energía y demás formas de energías no convencionales (Proure), que actúa en el ámbito y bajo la coordinación del Ministerio de Minas y Energía, y cuyo objeto es aplicar gradualmente programas para que toda la cadena energética esté cumpliendo permanentemente con los niveles mínimos de eficiencia energética.

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afectadas por los costos de sus energéticos en los procesos productivos (dado que las grandes compañías aprovechan las economías de escala), que impactan directamente sus finanzas. No obstante, la implementación de sistemas de gestión complejos, como son los de gestión energética, demanda conocimiento y recursos humanos, de infraestructura y de inversión representativa, los cuales no están fácilmente a la disposición presupuestal de este tipo de organizaciones.

En la implementación de esta última estrategia, se deben realizar unos procedimientos de análisis cualitativo y cuantitativo que permitan evaluar la eficiencia con que la empresa administra y usa todos los tipos de energía requeridos en su proceso productivo.

Los procedimientos de análisis cualitativo sirven para conocer las debilidades del sistema de administración energética que posee la organización, entendiéndose por este los procedimientos y procesos relacionados con la planificación, compra, almacenamiento, transformación, distribución, control y uso final de la energía.

1. Referentes para la evaluación de la administración energética en instalaciones industriales

Los procedimientos de análisis cuantitativo se utilizan para conocer los niveles de eficiencia, de pérdidas, los lugares donde se producen estas últimas y los potenciales de reducción. También, permiten identificar y establecer los índices de eficiencia, las metas de disminución de pérdidas y los gráficos de control diario y mensual, como herramientas de la gerencia para evaluar la gestión administrativa en los cambios de hábitos del uso final.

Se deben mirar, en primera instancia, los procesos productivos, de almacenamiento, de mantenimiento, transporte, actividades administrativas, compras y manejo de proveedores, teniendo presente que la evaluación de la administración energética se debe hacer bajo tres condiciones: Operación normal Operación anormal Condiciones de emergencia

En el año 2011, se publica la norma ISO 50001 sobre sistemas de gestión de la energía, la cual tiene como propósito “facilitar a las organizaciones el establecimiento de los sistemas y procesos necesarios para mejorar su desempeño energético, incluyendo la eficiencia energética y el uso y el consumo de la energía”. En esta norma, se establecen los requisitos mínimos que debe tener un sistema de gestión energética para que las empresas puedan construir e implementar su política energética, determinando sus objetivos y metas de ahorro, y con ello diseñar su plan de acción para alcanzarlos, teniendo presente en todo momento el cumplimiento de los requisitos legales relacionados con la energía.

1.1. Procedimiento para la identificación de aspectos e impactos energéticos Se identificarán los diferentes aspectos que tienen que ver con la administración energética de las actividades de producción, que se puedan controlar y sobre cuáles se espera que tenga influencia, para determinar las que tienen o pueden tener impacto significativo en los consumos energéticos. Esto aplica desde la identificación de las actividades, la producción y los servicios, hasta la priorización de los impactos energéticos en los procesos productivos.

La implementación juiciosa de la ISO 50001 del 2011 permite a las empresas, de cualquier tamaño, lograr los compromisos establecidos en su política energética y tomar las acciones, tanto correctivas como preventivas, para mejorar su desempeño energético.

Se debe realizar una matriz de impactos energéticos en la cual se tendrá presente la legislación vigente en los aspectos de URE e impacto ambiental, además de las quejas o valoraciones de la comunidad.

Se deben consultar los diagramas de procesos, así como los procedimientos existentes.

Hoy, la industria colombiana necesita implementar sistemas de gestión energética, en especial, las Pymes, puesto que son las empresas más fuertemente

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Propuesta para un programa de uso racional y eficiente de la energía aplicable al sector industrial colombiano

Fotografía tomada de la internet.

Es necesario examinar la legislación sobre URE aplicable a los diferentes procesos.

Se revisarán las cuentas de servicios (electricidad), consumos de gas, carbón, entre otros.

Se indagará sobre incidentes con la comunidad o quejas.

Para cada aspecto, se identificarán los impactos en los consumos de energía.

Se determinará la relevancia de los impactos; para ello, se deben definir criterios o factores de calificación, como – tipos de consumo energético – cantidad – costos – eficiencia – posibilidad de reconversión Se establecerá la escala o los algoritmos de calificación.

a) Calidad del energético b) Medición total y c) Usos: – Consumo por proceso.

– Eficiencia del proceso.

– Eficiencia por equipos.

– Incidencia de la forma del manejo y calidad del energético en la productividad.

– Indicadores de impacto ambiental del energético en el proceso.

– Incidencia de la calidad y manejo del energético sobre la salud ocupacional.

– Monitorear, controlar la calidad de la energía y su incidencia en la disponibilidad, confiabilidad e incidencia sobre la calidad del producto.

Se debe propiciar el mejoramiento continuo de la industria, en cuanto a desempeño en la administración energética, prevención de la contaminación, salud ocupacional, uso de energéticos, aplicación de tecnologías que hagan más eficiente los procesos productivos.

2. Metodología de trabajo Establecer un perfil energético es un elemento fundamental para la caracterización de los consumos energéticos (línea base) y determinar los indicadores y metas a futuro en cuanto a consumo o reconversiones.

Consumo eléctrico Consumo térmico Sustituciones Complementarios

2.2. Configuración, calidad, confiabilidad, actualización del sistema de información para el manejo de los energéticos En la administración de los sistemas de gestión energética, se hace necesario conocer los flujos energéticos principales, incluyendo los procesos tecnológicos internos, de tal forma que se puedan priorizar y calcular los consumos, y, por lo tanto, los costos de la energía, con el fin de evaluar la eficiencia en la utilización de los energéticos y así definir los indicadores de la efectividad del abastecimiento de consumo de la energía, según las necesidades de la empresa, siempre en pos de reducir los costos de funcionamiento.

Por ende, se necesita:

2.1. Desagregación de la cadena tecnológica de los energéticos Hay que conocer muy bien las instalaciones y las tecnologías existentes en la empresa, así como los regímenes más eficientes del trabajo de los equipos, para establecer el punto de partida con el cual buscar los ahorros de energía en cada caso, motivo por el cual se debe tener presente:

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competitividad económica y una disminución en la contaminación ambiental, tomando en cuenta los siguientes elementos: Función de costo.

Ponderación de la energía en la función de costo.

Indicadores de referencia.

Incidencia de la energía en la productividad.

Estado del arte.

Producción.

Información sobre canasta energética nacional disponible.

Información sobre precios de la canasta energética nacional disponible.

Estrategias de comercialización de energía.

Información sobre costos ambientales.

Información sobre tendencias tecnológicas en equipos, procesos.

Información sobre costos de tecnología.

Información sobre fuente de financiación de proyectos energéticos: mecanismos de desarrollo limpio (MDL), uso racional de la energía (URE), reconversión industrial (donde aplique).

2.5. Formación y actualización del recurso humano para el manejo de la energía Todo el personal que se desempeñe en actividades que puedan incidir, significativamente, en los consumos energéticos debe ser competente en términos de educación, formación, habilidades, entrenamiento y experiencia. Para ello, la empresa debe identificar las necesidades de capacitación y entrenamiento con el fin de buscar el mejoramiento continuo en la administración eficiente de los recursos energéticos; por lo tanto, es necesario buscar: Formación académica.

Programa de actualización en el uso eficiente de energéticos.

Actualización tecnológica.

2.3. Construcción y monitoreo de indicadores para el manejo eficiente de la energía Estos indicadores deben reflejar el gasto útil y las pérdidas de energía que hay en todos los procesos de transformación, distribución y consumo de la empresa; de tal manera que sea posible compararlos con los indicadores de los mismos procesos que se realizan en otras industrias del mismo renglón del país, del continente o, si se quiere, del mundo, que permitan evaluar qué tan efectivamente se utiliza la energía en la compañía, teniendo presente: Eficiencia por equipos.

Estado del arte en eficiencia.

Indicadores de intensidad energética por proceso y global.

Estado del arte.

Indicador de emisión por proceso y global.

Estado del arte de emisiones (en el caso de los hornos).

2.6. ¿Existen empresas que puedan ayudar a implementar un sistema de gestión energética y que asuman el riesgo compartido con el industrial?

Este tipo de organizaciones existen y son exitosas en los Estados Unidos y en algunos países de Europa, comúnmente conocidas como energy service company (ESCO) o empresas de servicios energéticos (ESE), que son compañías que desarrollan, instalan y se encargan de la financiación de proyectos destinados a mejorar la eficiencia energética y los costes de mantenimiento de las instalaciones durante un período que puede ir de 7 hasta 20 años. Son empresas de servicios energéticos que actúan como promotoras de proyectos para una amplia gama de tareas y asumen los riesgos técnicos y de rendimiento asociados con el proyecto. Por lo general, ofrecen los siguientes servicios:

2.4. Módulo incidencia de la energía en la calidad, productividad, competitividad de la empresa Se deben establecer indicadores claros que permitan evaluar la productividad con relación a los consumos de energía, para monitorear el desempeño en la administración energética y financiera, buscando con ello una reducción en la intensidad energética, gracias a las innovaciones tecnológicas, en aras de una mayor

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Propuesta para un programa de uso racional y eficiente de la energía aplicable al sector industrial colombiano

La mayoría de los proyectos de energía basados en el desempeño de eficiencia incluye el mantenimiento de la totalidad o una parte de los nuevos equipos de alta energía durante la vida del contrato. El costo de este mantenimiento en curso se dobla en el valor total del proyecto.

Por lo tanto, durante la vigencia del contrato, el cliente recibe el beneficio de menores costos de mantenimiento, además de los de energía. Como un servicio adicional, en la mayoría de los contratos, la ESCO proporciona una formación especializada necesaria para que el personal de mantenimiento del cliente pueda asumir el control al final del período del contrato.

Desarrollar, diseñar y organizar la financiación de proyectos de eficiencia energética.

Instalar y mantener los equipos de eficiencia energética de que se trate.

Medir, supervisar y verificar el ahorro de energía del proyecto.

Asumir el riesgo de que el proyecto ahorrará la cantidad de energía garantizada.

Estos servicios se integran en el costeo del proyecto y se pagan a través de los ahorros generados.

Los proyectos ESCO son integrales, lo que significa que la ESE cuenta con una amplia gama de medidas rentables para conseguir un ahorro de energía.

Estas medidas, a menudo, incluyen los siguientes elementos: Iluminación de alta eficiencia.

Calefacción de alta eficiencia y aire acondicionado donde se necesiten.

Motores eficientes y variadores de velocidad.

Sistemas centralizados de gestión de la energía.

Otro componente fundamental de todos los proyectos de eficiencia energética es la educación de los clientes acerca de sus propios patrones de uso de energía, con la meta de desarrollar una ‘asociación de eficiencia energética’ entre la ESCO y el cliente. El objetivo principal de esta asociación es ayudar al cliente a entender cómo su uso de energía está relacionado con el negocio que llevan a cabo.

En Colombia, existen algunas empresas que están intentando funcionar como una ESCO; sin embargo, su mayor dificultad radica en su débil músculo financiero, que hace inviable pensar en proyectos cuyo retorno sea a largo plazo. Otro inconveniente radica en la medición de los ahorros, puesto que estos no pueden estar ligados a la disminución en las facturas de los pagos de energéticos y, por el contrario, deberían estar vinculados a una relación entre puntos de eficiencia ganados en los procesos y su equivalente en dinero por cada punto logrado, lo que facilitaría mucho a la hora de realizar los contratos con los empresarios.

Lo que diferencia a las ESE, aparte de otras empresas que ofrecen eficiencia energética, al igual que las compañías consultoras y contratistas que suministran equipos, es el concepto de contratación basado en el rendimiento. Cuando una ESCO se compromete con un proyecto, la indemnización de la compañía y, con frecuencia, la financiación del proyecto están directamente vinculadas a la cantidad de energía que se consume.

Normalmente, la reconversión energética global de eficiencia inherente a los proyectos ESCO requiere una gran inversión de capital inicial y ofrece un período de amortización relativamente largo. Los pagos de los clientes de la deuda están ligados a los ahorros de energía que ofrece el proyecto, para que el cliente pague por la mejora de capital con el dinero que sale de la diferencia entre el costo de producción previo a las mejoras en la instalación y los costos posteriores a la instalación de energía y otros que se pudieran considerar también.

Los industriales y la banca tienen hoy la oportunidad para invertir en la implementación de sistemas de gestión energética, y el Estado colombiano debería impulsar la creación de estímulos tributarios con este fin y destinar recursos de cofinanciación para ayudar en la reconversión tecnológica de nuestras industrias, con el propósito de facilitar el aumento de la competitividad, el uso racional y eficiente de la energía, y, por ende, la disminución en el impacto ambiental.

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Método para estimar parámetros de eficiencia energética con mínima instrumentación ANDRÉS HERNÁNDEZ Ingeniero Electricista de la Escuela Colombiana de Ingeniería Magíster en Procesos y Tratamiento de la Energía Eléctrica de la Université de Technologie de Belfort-Montbéliard Doctorado en Sciences pour l’ingenieur en las especialidades de Control e Ingeniería Eléctrica Diplomado como Gestor Avanzado para Sistemas de Gestión Integral de Energía Trabajó como investigador en el laboratorio FCLAB y FEMTO-ST en temas relacionados con el diagnóstico y control de sistemas complejos; y para la compañía ALSTOM Power en la concepción de reguladores de excitación de última generación En la actualidad, es profesor asociado en la Escuela Colombiana de Ingeniería, donde tiene a su cargo el laboratorio de energía LE2CI y realiza investigación en gestión energética, diagnóstico de sistemas y transporte eléctrico

©2013 Thinkstock Photos

DAIAN HUERTAS Ingeniera Electrónica y estudiante de noveno semestre de Ingeniería Industrial en la Escuela Colombiana de Ingeniería Su gusto por la investigación la ha llevado a profundizar sus estudios en electrónica aplicada en industria y a orientar su tesis de grado en sistemas de gestión integral de energía daianhb@hotmail.com

Método para estimar parámetros de eficiencia energética con mínima instrumentación

Este artículo expone un método útil para tratar los problemas que enfrenta la industria en la construcción de líneas base e indicadores de gestión para implementar un sistema de gestión integral de energía (SGIE).

El método propuesto permite la construcción de un modelo de consumo energético por producto equivalente, con un mínimo de información, reduciendo la instrumentación e información necesaria, y, con ello, los costos para la implementación de un SGIE. En este método, se utiliza exclusivamente información histórica del consumo total de energía y de los niveles de producción, con el fin de estimar el costo energético de cada producto fabricado y facilitar la gestión de una certificación ISO 500011.

Palabras clave: sistema de gestión integral de energía, ISO 50001, producto equivalente, diagnóstico.

This article presents a useful method to deal with industry problems, like making baselines and management indicators, to implement energy management systems.

The proposed method, allows building an energy model by equivalent product, with a minimum of information and instrumentation, thereby, the investment to implement an energy management system decrease.

This method uses only historical information of total energy used and production levels, in order to estimate the cost to manufacture of each product in energy terms, and facilitate the management of ISO 50001 certification.

Key words: energy management systems, ISO 50001, equivalent, diagnosis.

Glosario

Introducción

• E (K): energía total consumida en la ventana de tiempo K

Para economías en fuerte crecimiento, como India, China y América Latina, que requieren uso intensivo de energía, el costo de esta se convierte en un factor determinante en la competitividad de las empresas en el mercado global2. Siendo el costo de la energía un factor difícilmente controlable, el uso eficiente de este recurso toma gran importancia dentro de las posibles estrategias por implementar en la búsqueda de la competitividad en el mercado internacional.

• E (i): energía total consumida en el intervalo de tiempo i • LPl (K): lote del producto j fabricado durante la ventana de tiempo K • Pl (i): cantidad de producto j fabricado durante el intervalo de tiempo i • LEl (K): total de energía para fabricar LPi(K) en la ventana de tiempo K • El (i): energía total usada para fabricar Pl(i) durante el intervalo de tiempo i • Cl: energía necesaria para fabricar una unidad de producto j • Ql (k): fracción de E (K) utilizada en la línea del producto j en

Adicional al control de los costos de producción asociados al consumo de la energía, la sociedad actual, consciente de los problemas medioambientales derivados de la generación y uso de la energía, exige cada vez más un empleo racional de los recursos, imponiendo presiones en los mercados, que se ven reflejadas en la preferencia comercial de aquellos productos que posean sellos ambientales

la ventana de tiempo K • m: número de productos que se tiene en cuenta en el estudio • F: número de muestras • R: número de ventanas de tiempo

Todas las letras mayúsculas representan su respectiva variable como matriz.

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de tiempo estudiada, toda la energía es consumida en el intervalo de tiempo k.

H5: el consumo de energía E(K) es una función lineal para el rango de producción de cada producto j.

H6: Qj es constante para la ventana de observación K. H7: como consecuencia de H1 y H3, se tiene que

o certifiquen un adecuado uso de los recursos naturales y de las emisiones en los procesos de producción, por medio de normas internacionales, como la ISO 50001.

Esta norma propende por una adecuada gestión y mejora continua del uso de los recursos energéticos en los procesos de producción y está encaminada a una utilización más eficiente de estos1.

La implementación de un sistema de gestión que conduzca a una certificación en esta norma incide tanto en la disminución de costos de producción como en la aceptación de los productos en mercados ambientalmente exigentes.

H8: los datos muestrales de E(K) y P(K) son trazables.

H9: el número de muestras es mayor al número de variables.

H10: el intervalo de muestreo es menor o igual a la duración de la línea de producción más corta.

H11: Cj es constante si siempre se mantienen las mismas condiciones de producción, sin embargo, si cambian los niveles de producción en una ventana de tiempo, habrá un cambio en Cj para esta ventana de tiempo K. H12: el número de muestras es mayor que el número de productos.

H13: se considera el recurso energético como un insumo para todas las líneas de producción.

H14: el tamaño de la ventana de tiempo es mayor a la duración de la línea de producción más larga.

Para implementar un SGIE, es necesario tener un sistema de costos y medición de la producción que permita obtener indicadores de eficiencia energética3-5,7,8. La obtención de estos indicadores requiere conocer el consumo energético en el cual se incurre al fabricar cada producto en la línea de producción. Una forma de conseguir esta medición entre productos disímiles se conoce como ‘el producto equivalente’3-6. En la actualidad, esto se logra instalando un sistema de instrumentación, que permita dar cuenta del consumo energético real de cada máquina usada durante el proceso de fabricación de cada producto, lo cual implica grandes inversiones de capital y tiempo.

2. Caso 1. Modelo para producción múltiple con líneas de producción con duraciones semejantes

En respuesta a esto, este documento presenta una alternativa que permite determinar el índice de producto equivalente de una producción múltiple, haciendo uso exclusivo de históricos de consumo energético total y niveles de fabricación de cada producto. Esta alternativa es un modelo que lleva al mínimo el número de mediciones e instrumentación requerida al momento de implementar un SGIE.

Esta parte del modelo aplica para aquellos sistemas de producción múltiples, en los cuales las líneas de producción tienen duraciones similares y de cada línea se obtiene un solo producto. Es importante decir que esto no es muy usual en la industria, pero es un buen caso para iniciar el análisis.

Dado H13, se clasifica este caso de análisis como una producción múltiple, con varios procesos y una sola materia prima, denominada de ahora en adelante como energía.

1. Hipótesis de trabajo H1: las líneas de producción tienen inicio simultáneo.

H2: las líneas de producción son paralelas.

H3: las líneas de producción son de igual duración.

H4: no existe acumulación de energía en la ventana

A continuación, se muestra un esquema del caso por considerar:

81

Método para estimar parámetros de eficiencia energética con mínima instrumentación

En la figura 1, se puede observar claramente que la duración de las líneas de producción son iguales.

(3) Siendo C la matriz de los Cj, P la matriz de los Pj(i) y E la matriz de las E(i), (3) se puede representar como (4)

Tomando H12, el sistema de ecuaciones representa un sistema redundante con F-m filas linealmente dependientes. Si la matriz P es de rango completo de columnas, existe una matriz pseudoinversa de Moore-Penrose multiplicativa izquierda, que permite resolver el problema de la siguiente manera7:

Figura 1. Esquema caso con líneas de producción de duración semejante.

2.1. Hipótesis de trabajo para el caso 1 Para este caso, se utilizan todas las hipótesis nombradas en el numeral 1, exceptuando la hipótesis número 6.

(5) Cabe resaltar que dicho método minimiza el error de los Cj estimados con respecto a los Cj reales, teniendo en cuenta que los datos muestrales contienen ruido.

2.2. Desarrollo del modelo Se asume que se cuenta con información muestreada en el intervalo de tiempo discreto i, de la energía total consumida y del nivel de producción de cada producto fabricado para todo i ≤ F, donde F representa el número total de muestras.

El resultado obtenido tendrá mayor precisión conforme aumenta el grado de libertad F-m del sistema de ecuaciones.

Dado un sistema de producción con m líneas de producción, la energía total utilizada E(i) en el intervalo de muestra i, se puede expresar como

Asumiendo como base del sistema de equivalencias al producto Pa, el índice de producto equivalente Pej queda como

(1)

(6) Teniendo en cuenta las hipótesis H4, H5, H6, se define la energía consumida por el producto j en el intervalo de muestra i, como

Tal índice de producto equivalente permite referenciar todos los consumos de energía con respecto a un producto base, que usualmente es representativo en el sistema de producción3, y facilita la construcción de la línea base. La cual será el referente para la medición y control de la eficiencia energética del sistema de producción.

(2) Dada la hipótesis H5, se define el indicador de eficiencia energética Cj como

82

Revista

3. Caso 2. Modelo para producción múltiple con líneas de diferentes duraciones

• Mayo de 2013

En respuesta a esto, se hace necesario aumentar la dimensión del espacio de solución; para tal fin, se generaliza el método del caso 1 sobre una ventana de tiempo que consta de múltiples intervalos de muestreo, como se puede apreciar en la figura 3.

Esta parte del modelo aplica para aquellos sistemas de producción múltiples, en los cuales cada línea de producción tiene una duración diferente y de cada línea se obtiene un solo producto. Este modelo representa de mejor manera las condiciones reales de producción de las compañías actuales, las cuales tienen líneas de producción parcialmente independientes. Ejemplos de ese sistema de producción son fábricas de licores, empresas de biotecnología, entre otros. Para el primer ejemplo, la fabricación de distintos tipos de licores, según su tiempo de fermentación y maduración, hace que las líneas de producción de cada uno de ellos tengan una duración diferente.

Figura 3. Esquema ventana de tiempo K.

Un producto j terminado en el intervalo i en una línea de producción de duración Dj ha consumido energía durante nkj intervalos de muestreo, donde (7)

A continuación, se expone un esquema del proceso por considerar:

Donde ∆ t representa la duración del intervalo de muestreo.

3.1. Hipótesis de trabajo Para este caso, se utilizan todas las hipótesis nombradas en el numeral 1.

3.2. Desarrollo del modelo Dadas líneas de producción de distinta duración D, es claro que la energía muestreada en el intervalo i no puede asociarse de la misma manera a dichas líneas, debido a que la energía utilizada para fabricar el producto j terminado en el intervalo de tiempo i fue consumida en intervalos de muestreo anteriores. Más aún, al considerar tiempos de producción diferentes, las energías consumidas para fabricar cada producto consideran distintos intervalos de muestreo.

Figura 2. Esquema caso con líneas de producción de duración diferente.

Si bien en el caso 1 era fácil asociar la energía consumida con el producto fabricado, cuando se tiene líneas de producción con duraciones diferentes no es posible asociar directamente la producción en el intervalo i con el consumo de energía en este mismo intervalo. Y el modelo anterior resulta insuficiente para la solución del problema.

Dado H14, la energía necesaria para fabricar un lote del producto j, contabilizado en el intervalo A, que fue consumida en los intervalos de tiempo de A-nk hasta A, se define como

83

Método para estimar parámetros de eficiencia energética con mínima instrumentación

modo que sea posible realizar una comparación entre los valores reales y estimados de Cj.

(8)

Se asume una fábrica con tres líneas de producción, donde se cuenta con información de energía total consumida y niveles de producción para cada uno de los productos en 70 intervalos de tiempo (70 muestras). Para dicha fábrica ficticia, se construye la información muestral de la siguiente manera:

Por lo tanto, considerando (2), se puede decir que (9) Definiendo el lote de producto terminado j, en la ventana correspondiente, se dice que

Se construye la matriz de niveles de producción P, a partir de (4).

(10) Nótese que el lote de producto terminado LPJ (K) considera la suma de la producción Pj en diferentes intervalos de tiempo, según sea la duración de la línea de producción j.

Se asignan valores arbitrarios para el vector C (se asumen como los valores reales de C), a partir de (4).

Se construye el vector de consumo de energía a partir de (4).

Generalizando (3) para este caso, se dice que Se modelan las impresiones de mediciones y variabilidades normales de la planta, de la siguiente forma:

(11) Siendo C la matriz de los Cj, LP la matriz de los LPj (k) y E la matriz de las E(k), (11) se puede representar como

(13) Donde σE es un vector de elementos σE(i) con distribución normal y valor medio centrado en Ereal(i). σE representa variaciones hasta del 5% de valores de E. El método para la obtención de C se aplica para diferentes tamaños de muestra, con el fin de evidenciar la convergencia de los valores estimados de C a los valores reales de C.

Esto se puede escribir de forma abreviada como (12)

La validación del método se efectuó utilizando la herramienta Scilab, y los resultados obtenidos son condensados en la figura 4.

Por consiguiente, la estructura de solución para determinar los indicadores de eficiencia energética Cj es análoga al caso 1.

A partir de la figura 4, se puede observar que el valor de Cj estimado converge al valor de Cj real al aumentar el tamaño de la muestra.

4. Validación del método

Este método puede ser extrapolado a cualquiera de los casos planteados en este artículo, permitiendo la estimación del índice de producto equivalente y la construcción de líneas base. Para el caso 2, l valor de Cj estimado en el ejemplo corresponde al valor de Cj para una ventana de tiempo. De este modo, es posible

La validación del método busca comprobar que, dada una información sobre los niveles de producción y energía consumida en un intervalo de tiempo, es posible estimar los indicadores Cj que caracterizan el modelo energético de la empresa. Para tal fin, es necesario contar con los valores reales de Cj, de

84

Revista

• Mayo de 2013

El estudio realizado puede ser adaptado para otros modelos de plantas de producción, teniendo en cuenta que cada planta tiene modelos ligeramente diferentes, que deben considerar las características particulares de cada planta en la construcción del modelo energético.

Debido a la necesidad de utilizar modelos específicos para cada planta, en estudios posteriores será necesario trabajar en una mayor generalización del método, que permita su fácil adaptación a mayor número de modelos de planta, construir bloques de modelos que faciliten al usuario un uso modular del modelo de planta y la posterior aplicación del método.

Figura 4. Gráfica de comportamiento del error porcentual de C.

Otra línea de avance consiste en emplear la estimación de los Cj para el diagnóstico de fallas en el sistema energético, por medio de la construcción de residuos estructurados en un espacio de paridad, que permita la localización, aislamiento e identificación de fallas en la planta y la integración de los Cj estimados dentro de la estructura de costos de la compañía como herramienta financiera y gerencial.

detectar variaciones de Cj entre ventanas de tiempo, lo que permite utilizar el indicador Cj para el diagnóstico de la eficiencia energética de la empresa. El aumento o disminución de los valores de Cj indicarán la mejora o deterioro de la eficiencia energética de cada una de las líneas de producción con respecto a la línea base.

Conclusiones y perspectivas

Referencias bibliográficas

El método propuesto en este documento es una alternativa novedosa que demuestra la posibilidad de realizar un modelo energético de un sistema de producción; dicho modelo, haciendo uso exclusivo de datos históricos de niveles de producción y consumo total de energía, está en capacidad de estimar indicadores de eficiencia energética y producto equivalente para la construcción de líneas base, facilitando así la implementación de sistemas de gestión integral de energía.

1.

Duarte, S. (2011). Requisitos de la norma ISO 50001 sistemas de gestión energética. CIDET.

2.

Prias, O. (2013). La gestión energética como factor de competitividad en la industria. Memorias 3er Seminario de Eficiencia Energética, Redes Inteligentes, Andesco-UPME.

3. Grupo de Investigación en Energías (GIEN). Herramientas para la caracterización de la eficiencia energética. Universidad del Atlántico, Universidad Autónoma de Occidente, UPME y Colciencias.

Esta opción presenta una solución para uno de los obstáculos más grandes enfrentados por compañías que se encuentran en funcionamiento, que quieren implementar SGIE y que cuentan con instrumentación limitada.

4.

Pérez, C. & Méndez, F. Resultados de la caracterización energética de un proceso estándar para el beneficio de feldespato.

5.

Campos, J.; Quispe, E. & Lora, E. (2009). Nueva herramienta para la medición y el control de la eficiencia energética en la gestión de procesos empresariales. Memorias de XI Semana Técnica de Ingeniería, Barranquilla, pp. 76-86.

6. Morvay, Z. & Dušan, G. (2008). Relationship between energy use and production volume, applied industrial energy and environmental management. Great Britain Wiley, pp. 88-109.

Se hace evidente que el indicador Cj estimado puede ser utilizado tanto como indicador de eficiencia energética como de productividad de las líneas de producción independientes de la planta. Esta información puede ser empleada como herramienta gerencial para actuar sobre estrategias y toma de decisiones en busca de la mejora continua de la competitividad de la empresa.

7.

Maquin, D. & Ragot, J. (2000). Diagnostic des systèmes linéaires. Collection Pédagogique d’Automatique, Hermès Science Publications, p. 143.

8. Dušan, G. (2012). Development of energy management system. Case study of Serbian car manufacturer. Energy Conversion and Management, 51, 2783-2790.

9. (2011). Scientia et Technica, año XVI, 48, Universidad Tecnológica de Pereira.

85

Evaluación de la Conformidad SERVICIOS Certificación de sistemas de gestión        

Sistemas de Gestión de Calidad, ISO 9001.

Sistemas de Gestión Ambiental, ISO 14001.

Calidad en la Gestión Pública, NTC GP 1000.

Norma Técnica de Calidad en la Gestión Pública, GP1000.

Auditorias socioambientales.

Auditorías de cumplimiento de requisitos legales.

Auditorías a la gestión de los materiales.

Auditorías regulatorias (evaluación del cumplimiento de requisitos de la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-).

Certificación de productos    

Certificación de Productos según RETIE. Certificación de Productos según RETILAP. Homologación de Talleres de Reparación de Transformadores.

Inspección y pruebas a productos y sistemas eléctricos.

Inspección de instalaciones eléctricas    

Inspección de Instalaciones según RETIE. Inspección de Instalaciones según RETILAP. Evaluación y diagnóstico de Instalaciones eléctricas.

Servicio de Medidas Eléctricas.

Laboratorio de Pruebas Electromecánicas, Metrología y Análisis Químico de Materiales Aislantes  Pruebas y Ensayos Electromecánicos.  Metrología.  Análisis Químico de Materiales Aislantes.

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Análisis de la confiabilidad de circuitos de distribución de energía eléctrica por áreas JAIME JOSÉ PINZÓN CASALLAS

DIEGO ALEXANDER FLECHAS ROCHA

ÓSCAR DAVID FLÓREZ CEDIEL

RICARDO MORENO CHUQUEN

Ingeniero en Distribución y Redes Eléctricas, Universidad Distrital Francisco José de Caldas Especialista en Planeamiento Energético, Universidad Autónoma de Colombia Especialista en Formulación y Evaluación Social y Económica de Proyectos, Universidad Católica de Colombia Codensa

Ingeniero en Distribución y Redes Eléctricas, Universidad Distrital Francisco José de Caldas Especialista en Planeamiento Energético, Universidad Autónoma de Colombia Se ha desempeñado como analista en el Departamento Gestión de la Información, Codensa S.A. ESP

Ingeniero Electricista Especialista en Telecomunicaciones, Universidad Distrital Francisco José de Caldas Especialista en Instrumentación Electrónica, Universidad Santo Tomás Especialista en Sistemas de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, Universidad de los Andes Magíster en Ingeniería Eléctrica, Universidad de los Andes Se ha desempeñado como ingeniero de proyectos en Ingedisa S.A.

Ingeniero con un título de Maestría en Ingeniería Eléctrica y doctor en Ingeniería, Universidad de los Andes Intereses en las áreas de operación y economía de los sistemas de potencia, y planeamiento y reestructuración de la industria Investigador invitado en la University of Illinois at Urbana-Champaign durante un año académico en el 2011 Actualmente es profesor de Economía de los Sistemas de Potencia en la Universidad de los Andes

Análisis de la confiabilidad de circuitos de distribución de energía eléctrica por áreas

Este artículo presenta una propuesta metodológica para evaluar la confiabilidad de sistemas eléctricos de distribución de energía en media tensión utilizando índices de confiabilidad que son evaluados en áreas específicas de los circuitos.

La metodología de evaluación de la confiabilidad por áreas fue aplicada a un registro histórico de eventos que provocaron fallas en la continuidad del servicio. Se obtuvieron resultados de las áreas más impactadas, los tiempos de reparación para el registro de eventos y las tasas de falla correspondientes.

Este artículo propone un enfoque, con resultados satisfactorios, para identificar áreas débiles en términos de confiabilidad que pueden ser útiles para el mantenimiento preventivo de los sistemas de distribución.

Palabras clave: confiabilidad, tasas de falla y reparación, disponibilidad.

This paper presents a methodology to assess the reliability of electric distribution systems at medium voltage power using reliability indices which are evaluated in specific areas of the circuits. The methodology for assessing the reliability of areas was applied to a historical record of failures events. The results present the most impacted areas. Moreover, the repair times for the event log and corresponding failure rate also are calculated. This paper proposes an approach, with satisfactory results, to identify weak areas in terms of reliability that can be useful for preventive maintenance of distribution systems.

Key words: reliability, failure rates, repair rates, availability.

Introducción

desarrollada se enfoca en identificar las áreas con mayores tasas de falla y reparación en circuitos de distribución de energía con configuración radial, basada en información sobre los eventos tipo falla que afectaron la continuidad del servicio, analizando los tiempos que se asocian a la duración del evento, tales como desplazamiento, localización de falla, reparación y restablecimiento.

Día a día, los clientes son más sensibles a las interrupciones del suministro de energía y, a su vez, más exigentes con los operadores de red y el servicio que prestan, tanto en continuidad como en calidad. Los avances regulatorios desde la Ley 142 hasta la CREG 97/08 ofrecen mecanismos de control que buscan el beneficio de los clientes fijando límites que, al ser infringidos, generan compensación a estos y penalización para los operadores de red, lo cual ha estimulado el desarrollo en proyectos de inversión enfocados en monitorear las redes de distribución.

1. Método de análisis 1.1. Generalidades La confiabilidad de los sistemas de distribución es definida por el Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) como “la capacidad del sistema para cumplir sin fallas su función dentro de un período especificado”1. En los sistemas de distribución

La identificación de las áreas donde deben enfocarse los esfuerzos por parte de los operadores de red es clave para llevar a cabo estrategias satisfactorias en la evaluación de la confiabilidad. La metodología

88

Revista

• Mayo de 2013

En la ecuación 1, se presenta la probabilidad de operación6.

de energía, la confiabilidad evalúa indicadores como la tasa de falla, el tiempo entre fallas y la duración de estas. Con esta cuantificación, se pueden obtener mejores resultados en la planificación de mantenimiento, remodelación o expansión, y mejoras en el servicio al cliente, ofreciendo una mayor disponibilidad, evitando penalizaciones y reduciendo las compensaciones.

(1) Donde m es el tiempo promedio de operación y r es el tiempo promedio de reparación, como se muestra en la figura 2.

Los métodos para la evaluación de la confiabilidad en sistemas eléctricos de distribución de energía se pueden dividir en predictivos o probabilísticos, e históricos o determinísticos. De los métodos de análisis históricos o determinísticos, se pueden mencionar: evaluación por cortes mínimos, modos de falla y análisis de efectos, análisis de árbol de falla, diagrama de bloques de confiabilidad y frecuencia-duración; y, en los métodos predictivos o probabilísticos, los más utilizados son el método de Markov y la simulación de Montecarlo2.

Operación

Operación

Falla

m

r T

1.2. Frecuencia-duración Esta metodología caracteriza cada componente del circuito y se representa como un bloque definido por una tasa media de salidas o fallas (λ) y un tiempo medio de restauración o reparación (r)3.

Figura 2. Estados del sistema.

Los índices de confiabilidad de los puntos de carga se obtienen haciendo reducción consecutiva de los componentes ubicados entre la fuente y el punto de carga, empleando combinaciones serie y paralelo de componentes; como resultado se consigue un sistema reducido con un tiempo de disponibilidad, asociando a él una tasa de falla y tiempo medio de reparación, como se describe en la figura 13-5.

Para la aplicación de esta propuesta metodológica, se requiere definir el circuito y las características de este, la información topológica y cartográfica, el registro de eventos con pérdida de continuidad y la duración de eventos, principalmente.

2. Propuesta metodológica

Se precisa de esta información como punto de partida para definir el área de influencia del circuito, se fija un primer plano con las coordenadas X-Y ubicadas cartográficamente y, posteriormente, se definen subsistemas. El origen de los eventos puede concentrarse, por ejemplo, en el acercamiento o caída de árboles sobre las redes, en los accidentes de vehículos contra infraestructura. Es por esto por lo que se considera un escenario donde la afectación se debe al entorno en el que se encuentre instalado el equipo y no a su funcionamiento, ya que este debe cumplir con normas de calidad específicas para el trabajo requerido.

Figura 1. Representación sistema por bloques.

89

Análisis de la confiabilidad de circuitos de distribución de energía eléctrica por áreas

Basada en la definición de las áreas y asociando la información de eventos, se realiza la clasificación de eventos por zona. El diagrama de flujo se expone en la figura 3.

Sistema estable Eventos internos

Eventos externos Fallas

Desplazamiento Localización Reparación Normalización

Registro BD

Información topología circuito.

Delimitar áreas

Figura 4. Área de influencia circuito.

Identi�icar áreas sensibles

Cálculo de X área

Extracción N, T

Cálculo de con�iabilidad total

Figura 3. Diagrama de flujo frecuencia-duración.

3. Aplicación del modelo Como caso de estudio, se aplica el modelo a un circuito de distribución de energía a nivel de tensión 13,2 kV, con influencia en áreas de sabana y rural al norte de Bogotá, con una carga instalada de 10 MVA y 5.000 clientes. En la figura 4 se observa el despliegue cartográfico.

Figura 5. Eventos registrados.

De acuerdo con los datos anteriores, se encuentra que aproximadamente el 70% de los eventos son de origen imprevisto, los cuales serán utilizados para el cálculo de los indicadores de confiabilidad.

El circuito se caracteriza por ser de tipo radial y en construcción aérea con dispositivos de protección, como reconectadores y cortocircuitos, además transformadores MT/BT, para la atención de la demanda y una longitud acumulada de 150 km distribuidos en un área de 138 km2. La información de los eventos corresponde al período 2011-2012 de orden programado e imprevisto, con afectación total o parcial en el circuito; el detalle contiene fecha y hora por falla además de las causas y los elementos averiados. En la figura 5, se muestra el detalle de los eventos por causa.

Con la información descrita, se procede con la identificación de las zonas, para lo que se fijaron cuatro áreas de trabajo con aproximadamente 8,6 km2 cada una, como lo evidencia la figura 6.

Con las zonas delimitadas, se procede con la localización de los elementos, que, por cambio en su condición de operación, generaron afectación en el sistema, y se asocian con la descripción de los eventos en razón de calcular los indicadores por área. El

90

Revista

• Mayo de 2013

Tabla 2. Duración promedio eventos zona Zona

Duración promedio falla r (horas)

Tasa de reparación μ (1/horas)

1

2,611

0,383

2

2,184

0,458

3

17,709

0,056

4

3,904

0,256

Tabla 3. Probabilidad de servicio

Figura 6. División circuito por zonas.

criterio de selección se efectúa por la concentración de carga desde la zona 1, identificada como la cabecera municipal, hasta la zona 4, con dispersión rural.

Aplicando la ecuación 1, se obtienen los siguientes resultados:

Zona 1

81

108,1

2

10

876,0

3

18

486,7

4

14

625,7

1

97,64%

2

99,75%

3

96,49%

4

99,38%

Tabla 4. Tasa de falla del sistema Tasa de falla

123

fallas/año

t prom. entre falla

0,0081

año/falla

La aplicación de la ecuación de confiabilidad describe la curva de la figura 7.

Tabla 1. Tasa de falla por zona T promedio entre fallas m=1/λ(horas/falla)

Probabilidad

Para obtener la confiabilidad de todo el sistema, se aplica el concepto de bloques serie y se logran los resultados mostrados en la tabla 4.

De la tabla 1 se identifica la zona 1 con la mayor tasa de falla, con el 65%, y, a su vez, coincide con la mayor concentración de carga. En contraste, la zona 4 tiene el mayor tiempo promedio entre eventos, dado que estos indicadores son inversos.

Tasa de falla λ(fallas/año)

Zona

Se puede observar el comportamiento esperado a través de los años, la tendencia es a disminuir sus condiciones de confiabilidad.

En la tabla 2, se identifica la zona 3 con el mayor tiempo promedio de duración de las fallas, lo cual puede obedecer a dificultades de acceso y desplazamientos, debido a sus condiciones rurales, hacia el páramo de Guerrero; este valor es bastante alto en comparación con la zona 1, lo que evidencia facilidad de desplazamiento y localización en esta última.

Con los resultados anteriores, se obtiene una reducción a cuatro subsistemas, con los índices de falla y reparación para cada uno de ellos; ahora, se aplica el concepto de probabilidad operación o disponibilidad del sistema también descrito en (1).

Figura 7. Confiabilidad del circuito.

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Análisis de la confiabilidad de circuitos de distribución de energía eléctrica por áreas

Conclusiones

fallas es consecuencia de la degradación, principalmente, en los conectores de los transformadores, seguido de perturbaciones por condiciones atmosféricas adversas.

Conforme con la metodología seleccionada, se encuentra que la afectación en la continuidad obedece en mayor porcentaje a condiciones externas (contaminación, árboles, condiciones atmosféricas, animales, etc.); por tal motivo, se considera que la división de subsistemas se acerca más al estado de los sistemas, puesto que los equipos en su fabricación e instalación deben presentar las mismas características.

El análisis identifica la zona 3 y 4 con el mayor tiempo de reparación; se estima, con referencia en la información, que estas áreas presentan difíciles condiciones de acceso y dispersión por su ubicación hacia el páramo.

En la bibliografía consultada no se ha hallado referencia de aplicación de una metodología similar a la propuesta; en su mayoría, se llevan a cabo ejercicios probabilísticos y se hacen reducciones por ramales para simplificar los modelos.

Se sugiere, según el análisis, enfocar la atención en la zona 1 para labores de mantenimiento.

El método de frecuencia-duración permite agilidad en los cálculos, tanto para el análisis por subsistemas como para el global.

1. (1990). IEEE Standard 493, Recommended practice for the design of reliable industrial and commercial systems. IEEE.

Referencias bibliográficas 2.

La delimitación de un área de influencia permite obtener un indicador del comportamiento del sistema, el cual se puede extrapolar a cualquier tipo de sistema radial.

Torres, A. (2006). Confiabilidad de sistemas eléctricos. Apuntes de clase, Especialización en Sistemas de Transporte y Distribución de Energía, Universidad de los Andes.

3. Comisión de Regulación de Energía y Gas. Resolución 97, septiembre del 2008.

El análisis identifica a la zona 1 con la mayor tasa de falla, con aproximadamente el 65%. Considera, con referencia en la información, que la concentración de

92

4.

Comisión de Regulación de Energía y Gas (1998). Reglamento de distribución de energía eléctrica.

5.

Piñeros, L. C. & Castaño, D. A. (2003). Estudio de confiabilidad del sistema de distribución de Pereira usando el método de simulación de Montecarlo. UTP.

6.

Billinton, R. & Allan, R. N. (1996). Reliability evaluation of power systems. Plenum Press.

La transmisión de electricidad en Colombia. Una mirada jurídico-regulatoria al esquema para su expansión

JAIME ANDRÉS SALAZAR RAMÍREZ

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Abogado de la Universidad La Gran Colombia Seccional Armenia Especialista en Derecho Contencioso Administrativo de la Universidad Externado de Colombia Candidato a Magíster en Derecho con Énfasis en Regulación Energética de la misma Universidad Líder legal del proceso de contratación de la Empresa de Energía del Quindío S.A. ESP - filial del Grupo EPM

La transmisión de electricidad en Colombia.

Una mirada jurídico-regulatoria al esquema para su expansión

La transmisión en Colombia constituye, sin lugar a equívocos, un importante eslabón dentro de la cadena productiva de la energía eléctrica, puesto que le permite a este mercado contar con un transporte adecuado y un punto de confluencia entre las plantas de generación de esta y la demanda nacional e internacional, según sea el caso, contribuyendo igualmente a la materialización de los intercambios de energía eléctrica. El presente artículo contiene una revisión jurídico-regulatoria al esquema adoptado en nuestro país para su expansión, apoyado en doctrina de referencia.

Palabras clave: transmisión, expansión, convocatorias públicas.

The transmission in Colombia, is not free of ambiguity, an important link in the chain of production of electricity, since it allows market have adequate transportation and a meeting point between the generating plants of the same and national and international demand as applicable, also allowing the materialization of electricity trading, this article contains a legal-regulatory revision to the scheme adopted in our country for expansion, supported by national reference doctrine.

Key words: transmission, expansion, publics tenders.

Glosario

económico de nuestro Estado1. La regulación del sector de transporte de energía eléctrica pretende controlar todos los parámetros relativos a la red nacional: la oferta, la demanda y los precios. Así, y dado que el transporte es una actividad en monopolio natural, el objetivo del Estado es asegurar que la expansión del STN se realice atendiendo tres criterios principales: eficiencia, beneficio de los usuarios y capacidad de satisfacer la demanda de electricidad en los años venideros2.

Transmisión: actividad consistente en el transporte de energía por sistemas de transmisión y la operación, mantenimiento y expansión de sistemas de transmisión, ya sean nacionales o regionales, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. CAPT: Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas STN: Sistema de Transmisión Nacional UPME: Unidad de Planeación Minero-Energética

Para lograr el anterior cometido, el Estado, a través de la unidad administrativa especial del orden nacional, denominada Unidad de Planeación Minero-Energética3, tomando como criterio la minimización de los costos de inversión y de los costos operativos y las pérdidas del STN, y previa consulta del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión, define el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia4, con base en el cual se efectuarán las convocatorias públicas para seleccionar a los proponentes que ejecutarán los proyectos consagrados en él.

Introducción Para el sector energético, subsector eléctrico colombiano, la transmisión constituye una actividad trascendental dentro del mercado que permite el abastecimiento de la energía eléctrica en condiciones de seguridad, oportunidad, calidad, continuidad y confiabilidad a los usuarios finales de dicho servicio público domiciliario, y es una piedra angular en el desarrollo

94

Revista

Ello nos muestra la relevancia de la revisión jurídicoregulatoria de la expansión de la transmisión del STN en Colombia, por cuanto se ejecutan dichos esquemas en la actualidad con el objetivo de promover la competencia en procura de beneficiar a los usuarios finales del sector eléctrico.

• Mayo de 2013

STN7. La composición del CAPT será revisada o modificada cuando la “posición relativa de las empresas experimente cambios objetivos”8.

En cuanto a las funciones del CAPT, las resoluciones 18-1313 del 2 de diciembre del 2002 y 18-0924 del 15 de agosto del 2003 del Ministerio de Minas y Energía (MME) establecen que la UPME contará con un Cuerpo Consultivo Permanente (el cual será la CAPT hasta tanto dicho Cuerpo no sea constituido9) para someter a consulta la versión preliminar del Plan de Expansión10 y los documentos contractuales para el proceso de selección antes de iniciar las convocatorias públicas internacionales11, sin que sus comentarios sean de obligatorio cumplimiento para la UPME.

La metodología empleada para la realización del presente artículo consistió en el análisis de las normas legales y regulatorias vigentes sobre la materia, así como de la doctrina nacional e internacional relacionada con la expansión del STN en Colombia.

1. La intervención del Comité Asesor del Planeamiento de la Transmisión (CAPT) y de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) en el modelo de expansión de transmisión

Por su parte, las resoluciones de la CREG 51 de 1998, 4 de 1999, 22 del 2001 y 85 del 2002 indican que la UPME contará con el CAPT para compatibilizar criterios, estrategias, metodologías e información para la expansión del STN12; para monitorear el nivel de pérdidas en el STN13; para evaluar desde un punto de vista técnico y económico las soluciones que permitan levantar las restricciones impuestas por el CND14 y aquellas otras designadas por la CREG mediante resoluciones posteriores15.

1.1. Comité Asesor para el Planeamiento de la Transmisión (CAPT)

1.2. Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME)

El CAPT fue creado mediante resolución de la Comisión de Regulación de Energía Eléctrica y Gas (CREG) con el objetivo de asesorar a la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) para la expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN)5.

Entre las funciones atribuidas a la UPME, una de las más importantes es la de establecer los requerimientos minero-energéticos de la población y los agentes económicos con base en proyecciones de demanda; por consiguiente, la demanda debe ser satisfecha atendiendo a criterios de uso eficiente de los recursos energéticos y al principio de desarrollo sostenible consagrado en el artículo 80 de la Constitución Política16.

Este Comité se encuentra conformado por un representante de las empresas de generación, un representante de las empresas de distribución, tres usuarios catalogados como grandes consumidores, tres representantes de las empresas de comercialización y tres representantes de las empresas de transmisión6, y se debe congregar en reuniones ordinarias y extraordinarias previa convocatoria escrita del secretario designado. Según la Resolución CREG 85 del 2002, el Centro Nacional de Despacho (CND) no hace parte del CAPT; sin embargo, asistirá a sus reuniones con el propósito de coordinar con el Comité las restricciones que van a incidir en el Plan de Expansión de la Transmisión del

Así las cosas, y en el contexto del desarrollo sostenible, la UPME debe atender a tales requerimientos teniendo en cuenta las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales de los recursos energéticos que serán destinados para el abastecimiento de la demanda nacional con proyección a la integración regional y mundial17.

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Conforme a lo anterior, la UPME debe elaborar y actualizar el Plan Nacional de Expansión de Transmisión del Sector Eléctrico, el Plan Energético Nacional, el Plan Nacional Minero, entre otros, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo.

En lo que concierne al Plan Nacional de Expansión de Transmisión del Sector Eléctrico, la UPME, preliminarmente, elaborará el proyecto del Plan, precisando las obras de infraestructura necesarias para la expansión del STN que se requieran a corto, mediano y largo plazo en función de la demanda.

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Para tal efecto, esta entidad deberá tener en cuenta la información suministrada por los diferentes agentes de la cadena productiva del sector eléctrico, esto es, la información de planeamiento estándar, la de planeamiento detallada y la de las ampliaciones que se requieran para la optimización y mejoramiento del servicio, que cubran por lo menos un horizonte de 10 años18.

Una vez planeados y definidos los modelos de expansión de la transmisión por parte de la UPME, esta los somete a conocimiento de los miembros del CAPT a más tardar el mes de junio de cada año, para que se realicen las consideraciones y recomendaciones a que haya lugar y se emita un concepto, como fecha máxima, el 15 de agosto del mismo año, el cual, como se dijo anteriormente, no será vinculante para la UPME.

Como se puede observar, el papel de la UPME en el modelo de expansión de transmisión es operar como un nódulo articular entre los agentes económicos y el Estado, toda vez que la UPME “identifica las necesidades del país en cuanto a nuevas capacidades de generación y recomienda proyectos de expansión del Sistema de Transmisión Nacional”21, con el fin de asegurar el adecuado suministro de energía eléctrica en el futuro inmediato y horizonte.

Una vez recibidas las consideraciones por parte del CAPT y de terceros interesados, y en general atendiendo a los criterios de “minimización de los costos de inversión, de los costos operativos y de las pérdidas del STN, la UPME precisará el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia, el cual, previa aprobación del Ministerio de Minas y Energía, se pondrá a disposición de los transmisores nacionales y de terceros interesados, a más tardar el 15 de octubre del mismo año”19.

Este modelo de planificación de la expansión de la transmisión en Colombia, ejecutado y relacionado con la economía de mercado regulado que se desarrolla en las actividades de generación y comercialización de energía eléctrica, permite mantener las condiciones para que no se vea afectada dicha competencia en los precitados eslabones de la cadena productiva de la energía eléctrica, respaldado en la medida en que el responsable último de la planificación no debe ser

En el eventual caso de que la UPME no acoja las recomendaciones de la CAPT o de terceros interesados que hayan realizado observaciones, esta deberá comunicar y publicar, en documento oficial, su decisión, dando a conocer los argumentos y razones en que se fundamentó para su rechazo20.

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(Resolución MME 181315 del 2002 modificada por la Resolución MME 180925 del 2003) de las obras de expansión del STN es el adecuado, por cuanto permite obtener y seleccionar precios competitivos (los menores valores ofertados) que conformarán, en los términos de los artículos 87 y 91 de la Ley 142 de 1994, parte de la fórmula tarifaria en la etapa de transmisión del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

ni el propietario ni el gestor de la red (que han de ser y parecer neutrales), sino alguien por encima de ellos: el gobierno o un regulador independiente22, como ocurre en el caso colombiano con la UPME, que es la entidad del gobierno nacional-sector administrativo de minas y energía para tan trascendental asunto.

2. Pertinencia y mejoras del modelo de convocatorias públicas para la expansión de la transmisión

Por lo anterior, reiteramos que permitir la participación y concurrencia pública en igualdad de condiciones para la presentación de ofertas por parte de los transmisores y/o interesados que cumplan con los requisitos exigidos en los documentos de selección de las citadas convocatorias conlleva a que el impacto en la tarifa al usuario final sea eficiente económicamente; en este sentido, es acertada la disposición de la Resolución del MME 18-0924 del 2003, que en su artículo 19 establece que la CREG podrá condicionar la validez de las ofertas que se presenten a que estas se encuentren dentro de un valor máximo de adjudicación que, acorde con las características de cada uno de los proyectos, determine una vez se hayan presentado las ofertas económicas de los diferentes proponentes y antes de la adjudicación, evitando con ello la especulación en los precios ofertados.

La transmisión en Colombia constituye, sin lugar a equívocos, un importante segmento dentro de la cadena productiva de la energía eléctrica, puesto que le permite a este mercado contar con un transporte adecuado y un punto de confluencia entre las plantas de generación de esta y la demanda nacional e internacional según sea el caso, contribuyendo igualmente a la materialización de los intercambios de energía eléctrica.

Por su trascendental papel en la organización y estructura del despacho de la energía eléctrica en nuestro país, a los transmisores y/o interesados que cumplan con los requisitos exigidos, se les entrega, de conformidad con el procedimiento regulatorio establecido (resoluciones 18-1313 del 2002 y 18-0924 del 2003 del Ministerio de Minas y Energía, y resoluciones CREG 22 del 2001, 85 del 2002 y 147 del 2011), la ejecución de proyectos de expansión del STN (preconstrucción, adquisición, suministro, construcción, interventoría, componente ambiental, operación, mantenimiento y demás actividades de líneas, subestaciones y demás activos eléctricos de transmisión a niveles de tensión iguales o superiores a 220 kV), que han sido incorporados con anterioridad al Plan de Expansión de Referencia del STN definido por la UPME con aprobación del MME y previa consulta del CAPT y terceros interesados, aportando con ello confiabilidad al sistema, garantizando el abastecimiento para la demanda de energía eléctrica en condiciones de oportunidad y calidad.

En dicha línea, consideramos que la obligación legal relativa a la participación de Interconexión Eléctrica S.A. ESP (ISA), consagrada en el numeral IV del artículo 4º de la Resolución CREG 22 del 2001, modificado por el artículo 2º de la Resolución CREG 85 del 2002, con fundamento en el artículo 32 de la Ley 143 de 1994, constituye un acierto, puesto que ISA conoce de primera mano el funcionamiento del STN, por ostentar la propiedad en gran medida sobre tales activos eléctricos y porque, con base en su experiencia y en la adquisición a gran escala de los materiales que se requieren para la administración, operación y el mantenimiento de dicha infraestructura de conducción eléctrica, está en las condiciones de ofertar precios competitivos en el mercado que se estableció para la expansión de la transmisión de electricidad en nuestro país.

Se considera que el esquema regulatorio de las convocatorias públicas establecido para la adjudicación por parte de la UPME como delegataria del MME

Acertado resulta también que el procedimiento de selección de las personas que ejecutarán los proyectos

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de expansión del STN esté sujeto, al igual que en el aspecto económico, a una rigurosa revisión técnica de las propuestas presentadas, de tal manera que se cumpla con los requerimientos y características de esta índole, y se satisfagan las necesidades que, en materia de transmisión de energía, demanda tal sistema acorde con los proyectos elaborados y viabilizados en el Plan de Expansión del STN de Referencia, sumado a la exigencia de constitución de una garantía de seriedad de la oferta por parte de los inversionistas proponentes, que le permitirá a la UPME contar con un respaldo para la inalterabilidad de la oferta presentada mientras se surte el procedimiento de calificación y adjudicación. pleno (con derecho a voz y voto) la mayor agremiación o asociación de usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica que exista en el país, ya que resulta discriminatorio que la Resolución CREG 85 del 2002 solo incluya a los grandes consumidores, cuando la demanda de energía eléctrica en Colombia es en su gran mayoría residencial24 (usuarios regulados, regidos por un contrato de servicios públicos comúnmente conocido como de condiciones uniformes), y, por lo tanto, a gran cantidad de pequeñas demandas de usuarios finales de este servicio que se benefician de las redes del STN les afectan las decisiones que sobre ellas se adopten, por el impacto tarifario que la ejecución de nuevos proyectos conlleva; con esta mejora considerada y planteada, se daría cumplimiento en mejor manera a los derechos de los usuarios, en el marco del derecho al consumo conforme a los artículos 62 y siguientes, 87 y siguientes de la Ley 142 de 1994, y supletivamente el artículo 3º numeral 1.825 y demás concordantes de la Ley 1480 del 2011 (Estatuto del Consumidor).

Se observa que, a través del Plan de Expansión de la Transmisión de Energía Eléctrica en el territorio nacional interconectado y del esquema de convocatorias públicas para la ejecución de los proyectos de ampliación del STN, se está regulando un monopolio natural (la existencia de una única red de transmisión interconectada de electricidad en el país, a niveles de tensión iguales o superiores a 220 kV), evitando conductas económicas unilaterales dominantes, por ejemplo, de ISA, quien cuenta con el 81%23 de la propiedad de las redes del STN y quien, de no existir el presente modelo de convocatorias públicas en estudio, sería la única llamada a ejecutar y realizar las obras de expansión del STN, incrementando, por lo tanto, su posición dominante como titular del derecho de propiedad de las redes citadas y en el porcentaje referenciado. Con base en lo anterior, las autoridades reguladoras –MME y, en especial, la CREG– dan cumplimiento a lo señalado por el artículo 73 de la Ley 142 de 1994 en el sentido de ejercer la regulación con la finalidad de promover la libre competencia y regular los monopolios, en orden a una prestación eficiente de los servicios públicos.

Del mismo modo, actualmente, la remuneración para los transmisores corresponde a un ingreso regulado y para los proyectos de expansión ‘al mejor postor’ por el valor ofertado en la convocatoria, de conformidad con el artículo 4º de la Resolución CREG 22 del 2001, modificado por el artículo 2º de la Resolución 85 del 2002 y aprobado por la CREG. Sobre este tema, lo que se propone es que el esquema de ingreso regulado que en este momento está fijado por la metodología y fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el

De otra parte, y relacionado con los cambios o sugerencias de mejora, el actual modelo de convocatorias públicas para la asignación de la ejecución de las obras de expansión del STN se sintetiza en lo siguiente: conforme al rol fundamental del CAPT, de estudiar de manera previa el plan de expansión de transmisión de referencia, consideramos que, en su conformación (del CAPT), debería hacerse parte como miembro

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retraso que pueden imponer los procesos de convocatoria, y, en estos casos, la remuneración podría ser a costos regulados.

STN –Resolución CREG 11 del 2009 y demás normas modificatorias y complementarias– tenga en cuenta el valor de reposición a nuevo y el costo de capital regulado (actualmente 11,5%), por lo que lo ideal sería que se considere a futuro, por lo menos, un porcentaje de los valores producto de las convocatorias públicas en cálculo de dicho ingreso regulado. Esta justificación se da porque pareciera que en la actualidad se especula con el precio resultado de las convocatorias, y este está muy por debajo de los ingresos regulados determinados por la CREG a través de los cuales posiblemente se remunera al transmisor una vez finalice el año 25 y la CREG determine que esa línea la requiere el sistema; por lo tanto, esta sería una forma de mejorar el esquema evitando la especulación en los proyectos de expansión de la transmisión y el impacto en las tarifas de los usuarios finales.

Ahora, más allá de los problemas propios del esquema de convocatorias, se han venido evidenciando problemas muy estructurales en la etapa de ejecución de los proyectos, como son los que tienen que ver con los trámites ambientales y prediales, así como los permisos que se deben obtener de las autoridades locales, para lo cual se requiere un apoyo comprometido del gobierno nacional, a fin de que se asegure que los proyectos logren entrar en servicio en las fechas requeridas y la demanda pueda seguir recibiendo el servicio de energía eléctrica con altos estándares de calidad, confiabilidad y seguridad.

3. Hacia una mayor participación de la demanda en las decisiones de la expansión de la red de transmisión nacional

Finalmente, y revisada la parte práctica de la ejecución de los proyectos de expansión del STN, se observa cómo el esquema de convocatorias implantado en Colombia para la ejecución de los proyectos del Plan de Expansión de Transmisión ha traído en general buenos resultados, logrando una reducción importante en los costos que pagan los usuarios por la transmisión.

Teniendo en cuenta que el MME en ejercicio de sus funciones fijó los criterios de planeamiento para la expansión de la transmisión26 a fin de abastecer la demanda de electricidad bajo criterios de viabilidad económica y financiera, así mismo, el MME debe adoptar periódicamente27 el Plan de Expansión del STN, que ha de ser elaborado por la UPME28, cuyo ejercicio se ha venido desarrollando en el país a través de convocatorias públicas29, como quedó expuesto con anterioridad, por medio de las cuales se determina el agente económico que posee una mejor oferta e idoneidad para ejecutar el proyecto de expansión de la transmisión eléctrica en nuestro país.

No obstante, aún se tienen algunos problemas propios del esquema, que hay que solucionar, como demoras durante la preparación de los documentos de selección de los proyectos y en el mismo proceso de selección; de esta forma, se ha visto que, para algunos proyectos de transmisión de pequeña magnitud, el desarrollar un proceso de convocatoria puede generar un desgaste innecesario y posibles retrasos en tiempos, que, finalmente, se traducirán en menores tiempos y holguras para la ejecución misma de los proyectos, así como pérdida de oportunidad en la fecha de entrada en operación, por lo cual valdría la pena que se defina un límite para que los proyectos tengan que ir a convocatoria (por ejemplo: por tamaño en kilómetros de línea o equipos de subestación; o por valor USD); de este modo, no todos los proyectos necesariamente irían a convocatoria, sino solo aquellos que sean de una magnitud significativa, y los demás serían ejecutados por el transmisor propietario de los activos que se intervienen, sin el desgaste y

Los planes de expansión de transmisión que adopta el MME deben ser sometidos a consulta pública, para que los actores que intervienen en la cadena de los servicios eléctricos, incluidos aquellos que ostentan la calidad de demanda, proporcionen sus comentarios, con la meta de que sean posteriormente evaluados y se determine su viabilidad. No obstante, las referidas consultas públicas parecen ser ‘cerradas’, dado que su publicidad, acceso y conocimiento son, en la mayoría

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Así mismo y a efectos de incrementar la participación en la demanda de la expansión de la transmisión, se han presentado varios modelos a nivel internacional, cuyo híbrido, y según las necesidades del país, podría ser implementado a través de una política y/o programa que sea físico, técnico y económicamente viable, y que tenga por objetivo optimizar los procesos energéticos y promover la demanda de energía, tal como se describe a continuación:

de veces, muy limitadas y, en consecuencia, no son conocidas por cualquier tercero en general.

Por lo tanto, una alternativa para lograr una participación efectiva de la demanda es que los proyectos de expansión de la transmisión, así como su impacto en la tarifa, en la calidad del servicio y reducción de costos por restricciones (como generación más costosa), sean dados a conocer en medios de comunicación de amplia circulación nacional y que sean expuestos a los principales gremios de la producción, lo cual podría ser vinculante y obligatorio mediante una regulación que expida la CREG.

a) La modernización de los corredores con el fin de ampliar la capacidad de las líneas existentes, sin que implique la utilización de nuevos corredores para líneas de transmisión o derechos de paso, lo cual puede ser logrado a través de más y mejores conductores, transformadores y demás equipos que intervienen en la cadena del servicio eléctrico, que, gracias a una adecuada tecnología, consigan una entrega de energía a una mayor longitud o distancia y con un altísimo potencial de ahorro de energía, minimizando rentablemente las pérdidas ocasionadas.

De otro lado y sin desconocer lo anteriormente planteado, es esencial considerar que la expansión de la transmisión de energía eléctrica debe garantizar la atención de la demanda y planearse para que, en la medida de lo posible, exista una suficiencia entre la capacidad de generación y de transferencia de energía30, a fin de que haya una cobertura total que garantice la fiabilidad y estabilidad del sistema31, a través de diferentes rutas o alternativas que satisfagan adecuadamente las necesidades de la demanda. Igualmente, el STN ha de prestarse no solamente con un alto índice de seguridad, sino procurando la eficiencia en la operación de los recursos energéticos, para lo cual es indispensable que se realice una apropiada inversión en la expansión y modernización de las redes, con el ideal de optimizar la generación y minimizar las pérdidas de energía.

Las referidas pérdidas de energía, generalmente, son causadas por un ineficiente funcionamiento del sistema y obligan a generar más electricidad en aras de aumentar la carga energética, la cual lleva consigo el necesario detrimento de recursos económicos y de energía, que impactan la tarifa del usuario final. Por lo tanto, una de las medidas que reduciría las pérdidas de transmisión eléctrica sería la adopción de tecnologías que optimicen la eficiencia de la red de transmisión, con el propósito de aumentar la capacidad de transporte de energía y lograr un uso óptimo de los recursos generados, para lo cual podría acudirse a la inclusión de más líneas o microrredes de distribución, que cuenten con unos diseños inteligentes, para que operen como un sistema de control en tiempo real y gestionen la carga automáticamente.

No obstante, incluir la variable tecnológica en el desarrollo de la transmisión implica no solo la reducción de los impactos ambientales, sino una mayor calidad de suministro en redes eléctricas, ya que el sistema se vuelve más confiable en la medida en que la electricidad se transmite de manera expedita y con una mayor capacidad de resistencia frente a la potencia que pueda generarse en eventuales emergencias o falta de energía eléctrica, denominada comúnmente ‘apagones’.

b) La posibilidad de que las centrales de generación se incorporen al STN libremente y sin ningún tipo de restricción, lo cual representa una oportunidad en las cargas regionales que provienen de diferentes puntos geográficos del país, coadyuvaría a la eficiencia y fiabilidad en el abastecimiento y cobertura integral de la demanda, ante una emergencia o pérdida de electricidad. Sin embargo, sería factible un mayor uso de fuentes renovables de energía, que no solamente reportan ventajas en el entendido de que son menos contaminantes, sino que lograrían mantener un adecuado equilibrio ante la eventual falta de un determinado tipo de recurso.

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Es así como la expansión de la red de transmisión debe incluir una importante inversión para ampliar su capacidad, a través de diseños que permitan no solamente optimizar y controlar la red, sino hacer un uso óptimo de los recursos de generación eléctrica y una reducción del consumo mediante el uso eficiente de la energía eléctrica, los cuales han de articularse con buenas prácticas energéticas del sector industrial, quien reporta mayor consumo.

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consultas públicas relativas a la ampliación que físicamente requiere el servicio de electricidad en la etapa de su transmisión o transporte, para que se preste bajo los más estrictos criterios de confiabilidad, seguridad y eficiencia energética, es decir, lograr una adecuada capacidad en el transporte de energía que satisfaga la demanda en condiciones que técnica, ambiental y económicamente sean eficientes, asumiendo los retos que requiere en la actualidad el sector para los refuerzos en las áreas Caribe y Suroccidental, y la conexión de la planta de generación Ituango 2.400 MW de EPM, dentro de la continuación del Plan de Expansión 2012202532, que le aporte competitividad a la economía colombiana, al constituirse el sector eléctrico en motor vital para su crecimiento y desarrollo, con base en las proyecciones de demanda de energía eléctrica y potencia elaboradas en noviembre del 2012 por la UPME33.

Referencias bibliográficas 1. Ley 143 de 1994, artículo 5º. “La generación, interconexión transmisión, distribución y comercialización de electricidad están destinadas a satisfacer necesidades colectivas primordiales en forma permanente; por esta razón, son consideradas servicios públicos de carácter esencial, obligatorio y solidario, y de utilidad pública”.

c) Mejorar las condiciones de congestión, para lo cual es necesario aumentar la capacidad instalada, activos e infraestructura de las centrales generadoras cerca a la zona de demanda, así como construir nuevas líneas que se sumen a la red, con el objetivo de promover la exportación de energía eléctrica; así las cosas, se hace necesaria la existencia de nuevos proyectos de generación basados en recursos naturales renovables y no renovables. No obstante, ha de considerarse que esta opción implica un sinnúmero de requisitos regulatorios en materia física, social, ambiental, urbanística y de servidumbres y/o compensaciones, al igual que el traslape de proyectos de servicios públicos, que finalmente se traducen, más que en una inversión, en un costo que termina siendo trasladado al usuario-consumidor, sin ningún tipo de ventaja al contar este con un abastecimiento de energía generada localmente a un mejor precio.

2. Vid. Moreno Castillo, L. F. (2012). Regulación del mercado de energía eléctrica en América Latina: la convergencia entre libre competencia e intervención estatal (1ª ed.). Bogotá: Universidad Externado de Colombia, p. 185.

3. Regida por la Ley 143 de 1994 y por el Decreto 255 del 28 de enero del 2004.

4.

Vid. artículo 3º de la Resolución CREG 22 del 2001, modificado por el artículo 1º de la Resolución CREG 85 del 2002.

5. Chahín Álvarez, C. Informe final. Estudio de caso Colombia.

Extraído el 16 de julio, 2012, de <http://biblioteca.olade.org/ iah/fulltext/Bjmbr/v32 _ 2/old0143.pdf>, p. 71.

6.

Comisión de Regulación de Energía y Gas. Resolución 85 del 30 de diciembre del 2002, “por la cual se modifican los artículos 3º, 4º, 5º y 6º de la Resolución CREG 22 del 2001”. Extraído el 11 de julio, 2012, de <http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/2 b8fb06f012cc9c245256b7b00789b0c/2bf40e59e50cace005257 85a007a643d/$FILE/CREG085-2002.pdf>.

7. Ibíd.

8. Unidad de Planeación Minero-Energética. Consultas transmisión. Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT). Extraído el 10 de julio, 2012, de <http://www.siel.gov. co/Siel/Inicio/Transmisi%C3%B3n/CAPT/tabid/78/Default. aspx>.

En conclusión, el fortalecimiento de la demanda en los procesos de expansión de la red de transmisión de energía eléctrica debe apostarle a una participación pública, inclusiva y efectiva de cualquier tercero en las

9.

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Ministerio de Minas y Energía. Resolución 181313 del 2 de diciembre del 2002, “por la cual se establecen los criterios y la forma para elaborar el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional”. Diario Oficial (45.020), 4 de diciembre del

La transmisión de electricidad en Colombia.

Una mirada jurídico-regulatoria al esquema para su expansión

2002. Extraído el 11 de julio, 2012, de <http://basedoc.superservicios.gov.co/ark-legal/SSPD/viewdoc?channel=/Resoluci ones/2002&documentName=r _ mme _ 181313 _ 2002.html>.

24. Vid. <http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/ Demanda/proyeccion _ demanda _ ee _ nov _ 2012.pdf>.

25. “Se tendrán como derechos y deberes generales de los consumidores y usuarios, sin perjuicio de los que les reconozcan leyes especiales, los siguientes: (…)

10. Ibíd.

11. Ministerio de Minas y Energía. Resolución 181314 del 2 de diciembre del 2002, “por la cual se establece y desarrolla el mecanismo de las convocatorias públicas para la ejecución de los proyectos definidos en el Plan de Expansión de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional”. Diario Oficial (45.020), 4 de diciembre del 2002. Extraído el 11 de julio, 2012, de <http://orfeo.superservicios.gov.co/ark-legal/SSPD/details; jsessionid=05B9E8D37712713D46DA113E4D24AFB3?do cId=867c9147-ef81-4b64-ae8b-0526bbf8b7fc&channel= %2FS%2FSISTEMA+INTERCONECTADO+NACIONAL++SIN%2FDISPOSICIONES+GENERALES&subEspacio=>.

1.8. Derecho a la participación: organizarse y asociarse para proteger sus derechos e intereses, elegir a sus representantes, participar y ser oídos por quienes cumplan funciones públicas en el estudio de las decisiones legales y administrativas que les conciernen, así como a obtener respuesta a sus peticiones”.

26. Ministerio de Minas y Energía, Resolución 181313 del 2 de diciembre del 2002, óp. cit.

27. Ministerio de Minas y Energía. Resolución 180423 del 21 de marzo del 2012, “por el cual se adopta el Plan de Expansión de Referencia. Generación-transmisión 2012-2025”. Diario Oficial (48.381), 23 de marzo del 2012. Extraído el 2 de julio, 2012, de <http://www.avancejuridico.com/actualidad/documentosofici ales/2012/48381/r _ mme _ 180423 _ 2012.html>.

12. Unidad de Planeación Minero-Energética, Consultas transmisión, óp. cit.

13. Ibíd.

14. Ibíd.

28. Unidad de Planeación Minero-Energético (2002). Evaluación del potencial y estructura del mercado de servicios de uso racional y eficiente de energía. Bogotá: Ministerio de Minas y Energía.

15. Ibíd.

16. “El Estado planificará el manejo y aprovechamiento de los recursos naturales, para garantizar su desarrollo sostenible, su conservación, restauración o sustitución”.

29. Ministerio de Minas y Energía. Resolución 180924 del 15 de agosto del 2003, “por la cual se establece y desarrolla el mecanismo de las convocatorias públicas para la ejecución de los proyectos definidos en el Plan de Expansión de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional”. Diario Oficial (45.297), 1º de septiembre del 2003. Extraído el 2 de julio, 2012, de <http://basedoc.superservicios.gov.co/ark-legal/SSPD/ viewdoc?channel=/Resoluciones/2003&documentName=r _ mme _ 180924 _ 2003.html>.

17. Vid. Unidad de Planeación Minero-Energética. Funciones. Extraído el 16 de julio, 2012, de <http://www1.upme.gov.co/index. php/la-upme/quienes-somos.html>.

18. Vid. Comisión de Regulación de Energía y Gas. Resolución 22 del 20 de febrero del 2001, “por la cual se modifican e incorporan las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 51 de 1998, modificada por las resoluciones CREG 4 y CREG 45 de 1999 […]”. Extraído el 16 de julio, 2012, de <http://apolo.creg.gov. co/Publicac.nsf/Indice01/Resolucion-2001-Creg022-2001>.

30. Hugh, R. & Zolezzi, J. Planificación y expansión de la transmisión en mercados eléctricos competitivos. Santiago de Chile: Departamento de Ingeniería Eléctrica, Pontificia Universidad Católica de Chile.

19. Ibíd.

20. Ibíd.

21. Comisión de Regulación de Energía y Gas. Plan de Expansión de Referencia. Generación-transmisión 2006-2020. Introducción. Extraído el 16 de julio, 2012, de <http://www.upme.gov. co/Docs/Plan _ Expasion _ 2020.pdf>.

31. Bolaños Ocampo, R. A.; Correa Flórez, C. A. & Escobar Zuluaga, A. H. (2009). Planeamiento multiobjetivo de la expansión de la transmisión considerando seguridad e incertidumbre de la demanda. Ingeniería e Investigación, 29, (3), 74-78.

22. Vid. De Quinto Romero, J. & López Milla, J. (2010). La transmisión en un entorno competitivo. En L. F. Moreno Castillo, Colección de regulación minera y energética 1. Regulación de energía eléctrica y gas: estudio jurídico y económico. Bogotá: Universidad Externado de Colombia, p. 81.

32. Vid. <http://www1.upme.gov.co/index.php/servicios-de-informacion /noticias-del-sector/692.html>.

33. Vid. <http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion /Demanda/proyeccion _ demanda _ ee _ nov _ 2012.pdf>.

23. <http://www1.isa.com.co/irj/portal/anonymous?NavigationTar get=navurl://1155363c2e489e9248914908ef02d936>.

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Metodologías de regeneración de aceites dieléctricos con tierras fuller

FRANCISCO JAVIER SERNA Profesional junior I+D+i, CIDET Ingeniero Electrónico de la Universidad de Antioquia. Experiencia en vigilancia tecnológica, inteligencia competitiva y gestión de proyectos bajo metodología PMI. francisco.serna@cidet.org.co

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EDUIN GARCÍA ARBELÁEZ Profesional senior I+D+i, CIDET Ingeniero electricista de la Universidad de Antioquia. Más de 10 años de experiencia en gestión de proyectos de I+D+i para el sector eléctrico colombiano. eduin.garcia@cidet.org.co

Metodologías de regeneración de aceites dieléctricos con tierras fuller

Este trabajo presenta una revisión del estado del arte de las técnicas empleadas para regenerar aceites dieléctricos. Se describen las principales metodologías usadas en la actualidad, se exponen los esquemas, configuraciones y diferentes procedimientos existentes para realizar la regeneración, así como los insumos utilizados.

Las técnicas referidas incluyen los métodos de percolación, filtración de cama profunda, percolación por ‘bypass’ de termosifón y sistemas modernos.

Finalmente, se brindan algunas recomendaciones generales sobre el tratamiento de aceites dieléctricos con arcillas absorbentes y algunas conclusiones sobre las relaciones de dichas técnicas de regeneración.

Palabras clave: aceite dieléctrico, regeneración de aceite, tierras fuller, arcillas absorbentes, transformador.

This paper presents a revision of the state of the art for the insulating oil reclamation techniques.

The main methodologies, the configurations and procedures for insulating oil reclamation are presented.

The most common absorbent clays, used in these procedures, are also mentioned.

Some of the described reclamation techniques are the deep-bed filtration, the bypass-thermosiphon percolation and the modern oil-reclamation systems.

Some general recommendations on the treatment of insulating oils with absorbent clays are presented, along with conclusions about the relationships among the different reclamation techniques.

Key words: insulating oil, oil reclamation, Fuller’s earth, absorbent clays, transformer.

Introducción El transformador es uno de los elementos fundamentales en los sistemas eléctricos de potencia. Este elemento tiene diferentes aplicaciones, incluyendo algunas en la transmisión y distribución de energía eléctrica. Los transformadores de distribución reducen el voltaje de subtransmisión (media tensión) a valores utilizables en zonas de consumo comercial y doméstico.

El aceite dieléctrico cumple dos funciones muy importantes en la operación del transformador: servir como dieléctrico y como refrigerante. La característica dieléctrica permite generar un aislamiento de la parte activa del equipo, es decir, aquella que está sometida a un potencial y por donde circula corriente eléctrica. La característica refrigerante permite el enfriamiento, al disipar el calor generado por el efecto Joule, debido a la corriente eléctrica en la operación del transformador.

Por otro lado, los aceites dieléctricos son aceites minerales obtenidos a partir del petróleo mediante destilación friccional, sometidos a un proceso de refinación para remover impurezas, y que cuentan con buenas características aislantes y refrigerantes1.

Durante la operación del transformador, el aceite es sometido al calor, a la humedad y al oxígeno, y, adicionalmente, a los ciclos de operación por fuera de sus rangos nominales y a las fallas eléctricas a las cuales se puede ver sometido. Como consecuencia de esto,

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de estos métodos para dotar al aceite de sus propiedades aislantes2.

el aceite se oxida, generando lodos, ácidos y otros residuos nocivos, que hacen que pierda las características antes descritas y que, si no son tratados o eliminados, pueden poner en riesgo la vida útil del transformador.

Estos aceites poseen, entre otras características, una viscosidad cinemática inferior a 3,0 a 100°C (importante en su capacidad de transferir el calor) y un voltaje de ruptura dieléctrica superior a 34 kV para una prueba realizada con electrodos separados 0,08”3. Ello los hace aptos para ser usados como refrigerantes en los transformadores, además de brindar aislamiento.

Ante esta situación, existen dos alternativas: reemplazar el aceite que ha perdido las características físico-químicas por un aceite nuevo, aunque esta opción es costosa; o una más económica, que consiste en la regeneración del aceite degradado, esto es, someterlo a determinados procedimientos que le devuelven sus características originales, haciendo que pueda usarse de nuevo en cualquier transformador.

1.2. Formato Prepare su trabajo técnico en un solo espacio, en formato de doble columna. No viole los márgenes (es decir, texto, tablas, figuras y ecuaciones no se pueden extender hacia los márgenes). Utilice justificación plena y uno o dos espacios entre las secciones, y entre el texto y las tablas o figuras, para ajustar la longitud de la columna.

Si bien la mayor parte de los procedimientos empleados para regenerar el aceite dieléctrico involucran el paso de este a través de cierto material absorbente, las metodologías difieren en los equipos y las técnicas utilizadas. Este trabajo constituye una breve descripción del estado del arte de las metodologías más empleadas para recuperar aceites dieléctricos, incluyendo gráficas de los procesos y descripciones de los pasos por seguir en cada uno de ellos. Se describen, entre otros, los métodos de percolación, filtración de cama profunda, percolación por bypass de termosifón y sistemas modernos de filtración y recuperación de aceite.

1.3. Materiales absorbentes En los procesos de recuperación del aceite dieléctrico que se exponen en los siguientes apartados, se emplean ciertos materiales absorbentes,

1. Conceptos básicos A continuación, se presentan algunas definiciones relacionadas con los principales conceptos de este trabajo, que son empleados a menudo en los procedimientos descritos más adelante.

Los transformadores de potencia emplean para su refrigeración y aislamiento aceites minerales obtenidos a partir de petróleo nafténico, mediante procesos de refinación que pueden incluir tratamiento ácido, extracción de solventes, remoción de parafinas, tratamiento con hidrógeno, o combinaciones

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1.1. Aceite dieléctrico

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Figura 1. Aceite dieléctrico nuevo.

Figura 2. Aceite dieléctrico dañado o envejecido.

Metodologías de regeneración de aceites dieléctricos con tierras fuller

minerales, que les confieren sus propiedades, y que son conocidas comúnmente como tierras fuller.

cuya función consiste en limpiar el aceite, devolviéndole en lo posible su color claro original, pues los aceites contaminados por lo general presentan un color oscuro. Esta situación se puede observar en las figuras 1 y 2, que muestran, respectivamente, unas muestras de aceite dieléctrico nuevo (de color amarillo claro) y aceite degradado o envejecido (con un tono mucho más oscuro).

2. Técnicas de regeneración de aceites dieléctricos Las principales técnicas empleadas en la actualidad para la regeneración de los aceites dieléctricos son descritas a continuación, exponiendo los procedimientos que deben seguirse y los materiales absorbentes por emplear en cada caso. Se muestran primero los métodos más sencillos, como el proceso de contacto, y luego los más elaborados, como los cartuchos reemplazables o los sistemas modernos de regeneración.

Los materiales absorbentes, conocidos como desecantes sólidos, incluyen el gel sílice, las zeolitas, las zeolitas sintéticas, la alúmina, el carbón activado y los polímeros sintéticos, y se caracterizan por tener una gran área superficial, que les permite absorber la humedad y las impurezas del aceite.

La tierra fuller es una arcilla sedimentaria que contiene gran número de minerales del grupo de las esmectitas, como es el caso de la arcilla montmorillonita, la esmectita de calcio, la esmectita de sodio y la bentonita. Las propiedades de la tierra fuller dependen de la concentración de estos componentes4.

2.1. Proceso de contacto El proceso de filtración del aceite por contacto es uno de los más sencillos. Debe su nombre al hecho de que el aceite entra en contacto directo con el material absorbente. Este material es, por lo general, tierra fuller.

Se ha comprobado que la tierra fuller remueve efectivamente los ácidos y otros compuestos polares del aceite dieléctrico, para lo cual se necesita hacer circular el aceite por estas tierras de 3 a 5 veces5. De hecho, el proceso de regeneración de aceite dieléctrico mediante el uso de tierra fuller tiene un efecto significativo en los indicadores de envejecimiento del aceite, como el número de acidez y la humedad, devolviendo al aceite sus características originales6.

El diagrama de bloque de este proceso, también llamado método coloidal, es mostrado en la figura 3 y el procedimiento se explica a continuación.

Si el aceite envejecido se encuentra muy sucio, se hace por una filtroprensa, que es una máquina constituida por una serie de placas apiladas, cubiertas por filtros de papel o tela a cada lado y que emplea presión hidráulica o mecánica para filtrar impurezas8. Luego de esto, el aceite pasa al tanque contenedor de tierra

La arcilla atapulguita y la bauxita porocel corresponden a dos tipos de tierra fuller con diferentes concentraciones de ciertos minerales, que también son empleadas en la regeneración de aceites dieléctricos. La arcilla atapulguita, por ejemplo, contiene un 68% de dióxido de silicio (SiO2), mientras que la bauxita apenas tiene un 95 de este compuesto; en contraste, la arcilla atapulguita contiene un 12% de óxido de aluminio (Al2O3, también conocido como alúmina), frente al 78% de la bauxita7.

Se observa, pues, que los materiales absorbentes empleados en la regeneración de aceites son en general arcillas, con diferentes concentraciones de

Fuente: Briones, G. (2005).

Figura 3. Diagrama del proceso de regeneración por contacto.

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fuller, donde es calentado y agitado. Mediante la agitación del aceite, se consigue un buen contacto y absorción por parte de la tierra fuller. Cuando la mezcla alcanza el equilibrio, se pasa a una segunda filtroprensa, donde se separa la tierra fuller del aceite. Si los aceites no están muy contaminados, no es necesario usar la primera filtroprensa, sino solamente la del final7.

La temperatura de contacto recomendada es 80°C por un período de tiempo de 20 a 30 minutos.

Este método no es popular, porque el proceso es intermitente y lento, la separación de la tierra fuller del aceite resulta costosa y difícil, y la calidad del aceite tratado no es tan buena como la obtenida con otros procesos9.

Fuente: IEEE (1985).

Además, no es recomendable para aceites que contengan DBPC (inhibidor de oxidación), pues este material se empieza a descomponer a 100°C, muy cerca de la temperatura de contacto recomendada.

Figura 4. Percolación por gravedad.

flujo de aceite sucio que entra en el tanque intermedio, para mantener una columna de 5 metros de aceite sobre los 2 metros de tierra fuller.

Una característica del proceso de filtración es su lentitud: del orden de (400 l/h)/m2 de área de la cama de tierra. Es decir, un tanque que contenga una cama de tierra fuller de 2 metros de altura y 1 m2 de área de base filtraría 400 litros de aceite en una hora. Esto garantiza un uso eficiente del absorbente.

2.2. Métodos de percolación El término percolación se refiere al proceso mediante el cual se hace pasar el aceite por tramos compactos de tierra fuller, lo que generalmente se conoce como ‘cama compacta de tierra fuller’, con lo que se consiguen mejores resultados de absorción de impurezas y, por lo tanto, un aceite de mejor calidad.

El método de percolación por gravedad presenta algunas variantes. Por ejemplo, en la figura 5, se muestra un proceso en el cual el aceite es calentado antes de introducirse en dos tanque de tierras fuller conectados en serie, para luego pasar por una filtroprensa.

El proceso de percolación puede hacerse a presión o aprovechando la acción de la gravedad.

1) Percolación por gravedad El sistema típico de percolación por gravedad consiste en tres tanques en diferentes niveles. El primero de ellos es un tanque de almacenamiento para el aceite sucio, el segundo contiene la cama de tierra fuller a través de la cual pasa el aceite sucio y el tercero es un tanque donde se mezcla el aceite ya filtrado. El esquema general se muestra en la figura 49.

El tanque del medio tiene un fondo tipo colador, cubierto por un filtro que soporta una columna de dos metros de tierra fuller; una válvula flotante controla el

Fuente: Briones, G. (2005).

Figura 5. Sistema de percolación por gravedad con dos torres.

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Metodologías de regeneración de aceites dieléctricos con tierras fuller

Las columnas (tanques) de la figura 5 pueden llenarse de tierra manualmente, pero es recomendable emplear una bomba de vacío para llenarlas fácilmente con el contenido directo de los costales, usando mangueras flexibles.

Generalmente se usa arcilla atapulguita de 30 a 60 AALVM Mesh o bauxita Porocel de 20 a 60 Mesh 2% V.M., que permiten flujo rápido sin caída de presión.

Fuente: Briones, G. (2005).

La altura de cada columna debe ser de 15 pies (5 metros) para tanques de hasta 5 pies de diámetro. En caso de mayor tamaño, debe mantenerse una relación entre la altura y el diámetro de los tanques de 3/1.

Figura 7. Percolación a presión.

carbón debido a fallas eléctricas. Suele usarse arcilla atapulguita de 50 a 60 RVM7.

Para recuperar un galón de aceite, se requieren 2,5 libras de tierra, aunque puede consultarse en la figura 6, teniendo en cuenta los resultados del número de oxidación7.

Dependiendo del tanque utilizado, el aceite puede moverse horizontalmente desde o hacia el centro del tanque, por la acción de una bomba de presión. El calentador acelera el proceso de absorción. La filtroprensa separa el aceite purificado y la tierra usada.

La percolación por presión puede procesar grandes volúmenes de aceite en un tiempo relativamente corto, al empujarlo forzadamente contra el absorbente. La cantidad de absorbente es pequeña con respecto a la cantidad de aceite, por lo que se requieren frecuentes cambios de tierra.

2.3. Regeneración por ‘blue filters’ La figura 8 expone distintos tipos de tanques usados en procesos de percolación. En general, todos los tanques tienen una fina malla en el fondo y son llenados con tierra fuller hasta formar una capa compacta; el aceite puede mezclarse con la tierra por gravedad o a presión, previo calentamiento para disminuir su viscosidad y facilitar su paso a través del absorbente9.

Fuente: Briones, G. (2005).

Figura 6. Cantidad de tierra fuller necesaria contra número de neutralización.

Es importante calentar el aceite que entra a las columnas para disminuir su viscosidad. Se recomienda la bauxita Porocel, porque dura más y no requiere ser regenerada tan rápido.

2.4. Filtración por cama profunda La tendencia actual se enfoca en la implementación de tres tanques tipo columna llenos de tierra fuller y a través de los cuales se hace circular el aceite, garantizando largo tiempo de contacto con el absorbente9, como los del esquema de la figura 9.

2) Percolación por presión con unidad tipo cartucho La figura 7 muestra el esquema de este proceso.

De nuevo, la filtroprensa solo se usa si se tratan aceites muy deteriorados, o que contienen partículas de

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Fuente: IEEE (1985).

Figura 8.

Distintos tipos de tanques para percolación.

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Fuente: IEEE (1985).

Figura 10. Tanques con cartuchos.

Canecas desechables son llenadas con pequeñas cantidades de tierra fuller (de 10 a 30 libras) y colocadas en el interior de un tanque de filtrado a presión.

Este método es muy costoso, pues requiere reemplazar frecuentemente las canecas y la limitada cantidad de absorbente puede no ser efectiva con aceites muy contaminados9.

La disposición de los cartuchos y su aspecto dentro del tanque se muestran en la figura 10.

Fuente: IEEE (1985).

También existen canecas reutilizables, menos costosas y más grandes (que soportan hasta 50 libras de tierra), pero la idea es básicamente la misma.

Figura 9. Filtración de cama profunda.

La primera columna es la única a la que se le reemplaza la tierra fuller contaminada y es movida a la última posición. De esta manera, las columnas son rotadas, garantizándose una plena utilización de la tierra fuller de cada una de ellas, pues en algún momento van a estar en el primer lugar recibiendo el aceite más contaminado. Cada columna contiene de 500 a 3.000 libras de tierra fuller.

2.6. Percolación por ‘bypass’ de termosifón Consiste en instalar un filtro en cada transformador operante para hacer bypass al aceite en buenas condiciones, de manera que se mantenga permanentemente limpio. El aceite es forzado a entrar en el filtro por el calor generado en el transformador y el calor disipado en el filtro, por lo cual hay muy poca fuerza para empujar el aceite contra el absorbente y, si el transformador no funciona, el proceso también se detiene. El absorbente debe ser reemplazado regularmente.

2.5. Cartuchos reemplazables Estos sistemas no llenan los tanques directamente con tierra fuller, sino que consisten en depositar dentro de los tanques unas canecas o cartuchos individuales, que contienen la tierra.

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Metodologías de regeneración de aceites dieléctricos con tierras fuller

Contenido de agua: máximo 10 ppm según norma ASTM D-1533.

Ruptura dieléctrica: mínimo a 70 kV según norma IEC 156.

Contenido de gases: máximo 1% según norma ASTM D-2945.

2.7. Sistemas modernos de regeneración La figura 11 ilustra el diagrama de planta de un típico sistema de regeneración de aceites dieléctricos moderno, que reúne varias de las metodologías hasta aquí tratadas9.

El aceite debería pasarse por algún dispositivo que le remueva el agua antes de entrar en contacto con la tierra fuller, para prevenir su humedecimiento. El agua podría causar una obstrucción parcial o total de la tierra, haciendo necesario su reemplazo.

Para ello, por lo general, se emplea una máquina de termovacío.

Luego del proceso de absorción con la tierra, el aceite debería pasar por un deshidratador automático, para prevenir la humedad en el producto final, lo que es especialmente importante si se hace recirculación del aceite con el transformador en caliente.

Fuente: IEEE (1985).

El aceite debe pasar por un filtro de tamaño de poro nominal de 0,5 micrones antes de ser devuelto al transformador, ello con el objetivo de eliminar cualquier rastro de tierra fuller remanente, trazas de otros materiales, como hierro o cualquier otro desecho que se haya desprendido de los equipos durante la regeneración, pues estos residuos reducen la rigidez dieléctrica del aceite.

Figura 11. Sistema moderno de regeneración de aceites.

Un equipo moderno tiene como mínimo un calentador de aceite o uno eléctrico, torres de filtración profunda de cama, una unidad de deshidratación al vacío y un filtro final con tamaño de poros nominal de medio micrón.

Para eliminar la posible formación de burbujas, se debe contar con una trampa de gas y un adecuado proceso de desgasificación en vacío.

Procesar el aceite caliente a temperaturas por encima de los 70°C puede disminuir su estabilidad de oxidación. Elevar la temperatura por encima de dicho valor también puede reducir la concentración de cualquier inhibidor de oxidación. Por esta razón, es recomendable adicionar al aceite ya regenerado un inhibidor de oxidación en concentraciones de hasta el 0,3% del peso total.

Otros equipos de regeneración de aceite modernos consisten en sistemas similares a los descritos anteriormente, pero más ligeros y portables, por lo que es posible llevarlos hasta el sitio de operación del transformador. Así, el proceso de recuperación del aceite puede realizarse ‘en caliente’, es decir, con el transformador en funcionamiento, haciendo recircular el aceite constantemente a través de este10.

Conclusiones En la actualidad, se cuenta con diversos métodos para regenerar aceites dieléctricos, aunque todos ellos se basan en el mismo principio: la circulación del aceite a través de una arcilla absorbente, que le remueve compuestos polares y clarifica su color.

3. Recomendaciones El aceite regenerado debería cumplir mínimamente con las siguientes condiciones11:

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En el mercado, se pueden encontrar soluciones compactas que son utilizadas para realizar mantenimiento en sitio.

Se puede inferir que el avance de las técnicas de regeneración de aceite dieléctrico cuenta con un alto componente empírico, ya que algunas de estas son variaciones de otras, como los tanques con subdivisiones o el calentamiento del aceite.

Referencias bibliográficas 1.

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Philadelphia: American Society for Testing Materials.

2.

Du, Y.; Zhan, M.; Lesieutre, B. C.; Mamishev, A. V. & Lindgren, S. R. (1999). Moisture equilibrium in transformer paper-oil systems. IEEE Electrical Insulation Magazine.

Banco de imágenes CIDET

3. Rouse T. O. (1998). Mineral insulating oil in transformers. IEEE Electrical Insulation Magazine.

Los métodos más modernos consisten simplemente en la aplicación ordenada de varios principios que mejoran el rendimiento del proceso básico de absorción, como el calentamiento inicial del aceite y el paso de este a través de una cámara de termovacío.

4.

United Kingdom, Office of the Deputy Prime Minister (2004).

Fuller’s earth: mineral planning factsheet.

5.

Koestinger, P. & Bruaroy, T. (2006). Drying of power transformes in the field, applying the LFH-Technology in combination with oil reclamation. CIGRE.

6.

Mitchinson, P. M.; Lewin, P. L.; Hosier, I. L.; Chen, G. & Jarman, P. (2006). Oil reclamation - Just a question of moisture? Annual Report Conference on Electrical Insulation and Dielectric Phenomena.

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Briones, G. (2005). Análisis técnico y económico de la recuperación de los aceites dieléctricos con tierra fuller y deslodificación de los bobinados en transformadores. Escuela Superior Politécnica del Litoral.

8.

Hernández, A. (2003). Microbiología industrial. EUNED.

9.

IEEE (1985). IEEE guide for the reclamation of insulating oil and criteria for its use.

10. ESI Group: transformer oil regeneration and filtration specialists. Extraído de <http://www.tuggcc.com/wp-content/uploads/2012/07/ESI-Group-Presentation-1-May-2012.pdf>.

Se evidencia poco avance a lo largo del tiempo en las técnicas de regeneración de aceite dieléctrico, pues la mayor parte de las metodologías usadas hoy en día se encuentran descritas en una norma publicada por el IEEE en 19859.

11. I.A.R. Gray - Transformer Chemestry Services. Guide for the purification of insulating oil. Extraído de <http://www.satcs.co.za/ Transformer _ oil _ purification.pdf>.

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Laboratorio de Pruebas Electromecánicas, Metrología y Análisis Químico de Materiales Aislantes BENEFICIOS: Integralidad de pruebas por el producto o material Prestación oportuna del servicio Apoyo en el desarrollo de nuevos productos Equipos de última tecnología Tarifas competitivas Servicio postventa Laboratorio de pruebas eléctricas acreditado por el Organismo Nacional de Acreditación (ONAC) SERVICIOS: Metrología Pruebas electromecánicas Análisis químico de materiales aislantes

Laboratorio de Pruebas Electromecánicas, Metrología y Análisis Químico de Materiales Aislantes Calle 84 sur 40-61, Subestación Ancón Sur Variante a Caldas Km 1, Sabaneta (Antioquia), Tel.: (4) 444 3359 Correo electrónico: cidet@cidet.org.co

Modelos de medición del grado de madurez de las redes inteligentes* GABRIELA MARÍA GÓMEZ ROLDÁN Ingeniera Electrónica de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) Joven investigadora, CIDET gabrielamaria.gomez@cidet.org.co

JUAN DAVID PÉREZ VÉLEZ Ingeniero Electricista y magíster en Ingeniería Administrativa de la Universidad Nacional de Colombia- sede Medellín Líder I+D+i, CIDET juan.perez@cidet.org.co

RUBÉN DARÍO CRUZ RODRÍGUEZ

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Ingeniero Electricista y magíster en Potencia Eléctrica de la Universidad Industrial de Santander (UIS) Doctor en Ingeniería –Área Energía y Termodinámica– de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) Director I+D+i, CIDET rubendario.cruz@cidet.org.co

* Este trabajo fue realizado con auspicio del Departamento Administrativo de Ciencia, Tecnología e Innovación (Colciencias) según Contrato 12 del 2012, Fiduciaria Bogotá/ CIDET (Convocatoria 525 del 2011 para el Programa de Jóvenes Investigadores e Innovadores Virginia Gutiérrez de Pineda).

Modelos de medición del grado de madurez de las redes inteligentes

El cambio tecnológico que implican las así llamadas redes inteligentes, como evolución del sector eléctrico, ha impulsado diversas propuestas para acompañar a las empresas en el proceso de implementación de estas tecnologías emergentes, con el fin de enfrentarlo de una manera organizada, asegurando la alineación estratégica de las acciones de modernización de los sistemas, la sostenibilidad técnico-económica y la máxima adición de valor que para la empresa puedan aportar este tipo de proyectos. Con el objetivo de comparar algunas de estas propuestas, este artículo presenta las generalidades de cuatro modelos para evaluar la madurez de empresas en redes inteligentes.

Estos modelos son reconocidos a nivel mundial y son descritos aquí en función de sus características, enfoques, contenidos y entidades o regiones donde han sido aplicados.

Palabras clave: redes inteligentes, modelos de madurez de capacidades, modelado de madurez de capacidad, modelos de mejores prácticas.

The technological change involved by the so called smart grids, as an evolution of the electricity sector, has promoted several proposals to help the companies in the implementation process of those new technologies.

Those proposals aim to face the technological change in an organized way, ensuring the strategic alignment of the system modernization actions, the technical and economic sustainability, and guarantying the addition of maximum value for the company that this type of projects can provide. In order to compare some of those proposals, this paper presents an overview of four of the models that have been developed to assess the maturity level of the companies involved in smart grids implementations. These models are recognized worldwide and are described here in terms of their characteristics, approaches, content and entities or regions where they have been applied.

Key words: smart grids, capability maturity models, capability maturity modeling, best practices models.

Introducción

resultados. La evolución tecnológica de este sector ha promovido el aumento de iniciativas, las cuales se están extendiendo por más lugares en el mundo y cada vez se convierten en proyectos mucho más complejos y ambiciosos.

La creciente demanda de energía a nivel global hace aún más crítica la necesidad de modernizar la red para obtener beneficios tanto para las empresas como para la sociedad en general. La transformación de la cadena de suministro exige un cambio de tecnología, sistemas y procedimientos desde la generación hasta el usuario final. Actualmente, muchas organizaciones en el mundo se suman a esta revolución en la producción y manejo de la energía eléctrica, para lo cual se están desarrollando iniciativas en redes inteligentes con diferentes objetivos, expectativas y

Entre las exigencias de las redes del futuro para este tipo de proyectos, se incluyen características especiales de autorrestablecimiento, optimización del uso de los activos, operación eficiente, integración de fuentes de energía de pequeña escala, integración del usuario final a la cadena de suministro, observación permanente de señales para la planeación de la

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Revista

expansión, integración de operaciones financieras y maniobras técnicas de una manera dinámica, entre otras1. Con el propósito de satisfacer dichas exigencias, diversas instituciones y organizaciones de consultoría han desarrollado diferentes modelos para dar solución a los muy heterogéneos objetivos de las empresas, por medio de la implementación estratégica de redes inteligentes, aplicando servicios de evaluación y diagnóstico de los sistemas actuales, con el fin de determinar la mejor alternativa tecnológica para la modernización de los sistemas. Las propuestas son soportadas por distintos modelos de evaluación tecnológica y en herramientas tales como los mapas de ruta tecnológicos2, diseñados para formular proyectos tecnológicos de implementación de redes inteligentes, acorde con los lineamientos estratégicos establecidos por las empresas.

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de madurez le permite a una organización evaluar sus métodos y procesos contra las mejores prácticas en su industria, utilizando un conjunto claro de criterios de referencia externos (benchmarks).

En este sentido, existen dos opciones estrechamente relacionadas al punto de que se refieren a ellas de forma indistinguible: los modelos de madurez en el sentido estricto y los modelos de capacidad.

Los modelos de madurez tienen niveles de ‘madurez’ de procesos muy bien definidos, por lo tanto, se espera que las organizaciones implementen todas las prácticas de los niveles inferiores antes de empezar a aplicar las de los niveles superiores (e. g., CMMI).

Algunas empresas no pueden darse el lujo de esperar para obtener el máximo beneficio de las prácticas de los niveles de madurez más altos hasta establecer el fundamento que proporcionan las prácticas de los niveles inferiores. Un modelo de capacidades (como eSCM-SP o eSCM-CL) no implica un orden estricto de la aplicación de los niveles de las prácticas**. En este caso, las organizaciones pueden definir implantar prácticas de alto nivel de madurez para alcanzar algunas de sus metas de corto plazo.

En este artículo se expone una revisión general de cuatro modelos de evaluación del estado de la implementación de redes inteligentes en empresas (sección 1). Esta caracterización constituye un recurso de información valioso para las organizaciones que están en la vía de la implementación de redes inteligentes como una nueva oportunidad de negocio y de crecimiento, y que están en proceso de evaluar sus capacidades y estrategias para abordar el tema de la mejor manera.

Luego, en la sección 2, se presenta un análisis comparativo de los modelos descritos en la sección 1, considerando la información requerida, sus áreas de enfoque, detalle del modelo y proceso de implementación. Finalmente, se describen las principales conclusiones de este trabajo y se declaran sus líneas de continuación.

En este apartado, se presentan los cuatro modelos de mejores prácticas con mayor reconocimiento a nivel mundial3 y que ya han sido utilizados por diferentes empresas del sector eléctrico, a saber Proficy Grid Manager de General Electric4, Smart Grid Compass de Siemens5, Smart Grid Maturity Model de SEI6 y el ‘modelo de referencia’7. La exposición de estos modelos en este trabajo incluye las características básicas y las variables que considera de cada una de las opciones de modelado en cuestión, su manera de aplicación, su utilidad y ejemplos de aplicaciones.

1. Modelos de madurez

1.1. General Electric (GE)

Un modelo de madurez puede verse, en términos muy simples, como un conjunto de niveles estructurados que describen qué tan bien los comportamientos, prácticas y procesos de una organización pueden de una forma confiable y sostenible producir unos resultados deseados. Se desarrollan a partir de la experiencia condensando las mejores prácticas de la industria correspondiente. La utilización de un modelo

GE ofrece ‘soluciones integrales’4 para la implementación de redes inteligentes, desde la generación, pasando por la transmisión y la distribución, hasta los usuarios finales. Las características y beneficios que ofrece son la confiabilidad, eficiencia, productividad, seguridad y rentabilidad de la red, integración de ** <http://www.itsqc.org/faq.html#14>.

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Modelos de medición del grado de madurez de las redes inteligentes

energías limpias, reducción de picos, suavización de cargas y promoción del consumidor activo.

Para caracterizar las empresas interesadas en modernizar su sistema hacia las redes inteligentes, GE presenta un modelo para la construcción de mapas de ruta, el cual inicia con un proceso de cuatro etapas y finaliza con la implementación de la tecnología necesaria para alcanzar los objetivos de redes inteligentes deseados. El modelo se puede visualizar en la figura 1.

Figura 2. Modelo por capas de soluciones para implementación de redes inteligentes8.

El modelo por capas tiene en cuenta la cadena de valor como primera capa, la física. La segunda capa propone sistemas de comunicaciones para cada etapa del proceso de suministro eléctrico y su interconexión.

Posteriormente, están los servicios de datos y, en el último nivel, se encuentran todas las aplicaciones y plataformas de procesamiento, análisis, visualización, etc.

Figura 1. Modelo de GE para la construcción de mapas de ruta8.

El proceso de cuatro pasos propuesto por GE es el siguiente:

Todas las capas están protegidas por sistemas de seguridad y privacidad. El modelo tiene por objetivos la confiabilidad, el empoderamiento del cliente, energías limpias, eficiencia y productividad; y está orientado hacia la sostenibilidad económica, de la sociedad y del medio ambiente.

1) Requerimientos de la empresa: identificación de objetivos, resultados medibles, justificación del proyecto.

2) Requerimientos funcionales: identificación de funciones técnicas y capacidades.

3) Conceptualización técnica: definición y diseño de la arquitectura empresarial, integración de aplicaciones de negocio y de operaciones existentes y nuevas.

4) Selección de tecnología: evaluación y selección de tecnología, pruebas de desempeño.

Para desarrollar las soluciones deseadas e implementar un sistema de redes inteligentes, GE plantea un mapa de ruta llamado Proficy Grid Manager4, el cual consta de cinco bloques, descritos a continuación: 1) Definir. En esta primera etapa, se pretende entender cómo se aprovecha la infraestructura existente para alcanzar el nivel deseado de madurez en redes inteligentes. La solución que brinda GE es una sesión personalizada de coaching para mapas de ruta con un experto de GE Intelligent Platforms Smart Grid.

2) Mejorar. En este bloque, se busca resolver problemas más eficientemente, utilizar recursos más efectivamente y minimizar pérdidas de rentabilidad

Una vez se aplican todos los módulos del modelo mostrado en la figura 1, se procede con la fase de implementación, donde GE ofrece soluciones integradas para satisfacer las necesidades requeridas. En la figura 2, se muestra el modelo por capas de redes inteligentes con soluciones integrales generales para todo tipo de empresas que pueden ser personalizadas según las necesidades específicas.

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visión de futuro identificada para establecer el valor de esta; iii) enrutamiento, para la definición del detalle de cómo lograr los objetivos trazados.

debido a tiempos de inactividad. GE ofrece un panel para la gestión de las operaciones.

3) Aprovechar. Los beneficios de esta fase consisten en extender la vida útil de equipos, reducir costos, disminuir picos de demanda y gestionar proactivamente las cargas para garantizar la sostenibilidad financiera, mediante soluciones que brinda GE. 4) Integrar. Para este bloque, se pretende mejorar los procesos de tomas de decisiones y cumplimiento de protocolos, a través de estándares de procedimientos de operación mediante sistemas electrónicos. GE ofrece como solución para esta etapa gestión del conocimiento.

5) Gestionar. La última etapa tiene como objetivo tomar decisiones de negocios inteligentes que mejoren la confiabilidad y eficiencia operacional, dirigido a costos de efectividad. Esto se obtiene por medio de la gestión de la información de la red. GE brinda tecnologías para la integración de servicios a fin de ajustar todas las soluciones de redes inteligentes en una sola pantalla.

Además de la definición de objetivos de manera estructurada, Siemens fundamenta su modelo en la evaluación de capacidades y recursos disponibles de las empresas para la determinación de las tecnologías, dispositivos y sistemas, necesarios para la implementación de las redes inteligentes.

Siemens enfoca su modelo en cuatro áreas, integradas por una más, que es la organización. Las áreas, a su vez, tienen objetivos hacia las redes inteligentes y procesos necesarios para alcanzarlos; en total, son 20 objetivos y 35 procesos. La tabla 1 muestra de forma resumida las áreas de enfoque y los objetivos de cada una de las áreas del Smart Grid Compass.

Tabla 1. Áreas y objetivos del Smart Grid Compass de Siemens

Este modelo se ha aplicado en diversas empresas y poblaciones. Ejemplo de ello son8: • AEP™ (American Electric Power Co., Inc.) de los Estados Unidos.

• EDF™ Energy del Reino Unido.

• ENECO™ de Holanda.

• Habitantes de Louisville, Kentucky (Estados Unidos).

1.2. Smart Grid Compass de Siemens El Smart Grid Compass5 es una herramienta de consultoría y evaluación que establece un marco de referencia para implementación de redes inteligentes, diagnostica el estado de las redes de la organización y desarrolla un detallado mapa de ruta o valida alguno existente, para alcanzar las metas trazadas y obtener los resultados deseados.

El proceso que plantea el modelo Smart Grid Compass está estructurado en tres etapas fundamentales para definir una estrategia: i) orientación, con la cual determinar la visión de la red eléctrica de futuro deseada por la empresa; ii) destinación, referenciar la

Áreas

Objetivos

Organización inteligente

1. Incrementar la transparencia.

2. Generar flexibilidad para adaptarse a los cambios del entorno empresarial.

3. Lograr una integración transparente de las tecnologías de la información y de la operación.

4. Optimizar las relaciones entre los interesados.

Operación inteligente de redes

1. Mejorar la calidad de la energía.

2. Optimizar la confiabilidad del servicio.

3. Perfeccionar la protección y seguridad.

4. Mejorar la eficiencia en el suministro.

Servicio inteligente al cliente

1. Optimizar la eficiencia y efectividad del proceso, desde la medición hasta el recaudo.

2. Hacer gestión de la demanda del cliente para beneficio de la red.

3. Mejorar el compromiso y la satisfacción del cliente.

4. Reducir las pérdidas no técnicas.

Gestión inteligente de activos

1. Comparar los COPEX versus los OPEX gastados en la red.

2. Optimizar el riesgo de distribución a través de la red.

3. Mejorar la eficiencia del proceso de trabajo.

4. Perfeccionar la disponibilidad y la calidad de la información de los activos.

Energía inteligente

1. Permitir alcanzar los objetivos de reducción de carbono.

2. Lograr los objetivos de la generación distribuida.

3. Permitir la electrificación del transporte.

4. Soportar las necesidades del cliente para garantizar el suministro de energía localizado.

Fuente: adaptado de The Smart Grid5.

117

Modelos de medición del grado de madurez de las redes inteligentes

agrupaciones lógicas relacionadas con capacidades y características de las redes inteligentes para los cuales el modelo define una progresión de madurez.

Los niveles de madurez representan estados definidos del progreso de una organización hacia lograr las características y capacidades deseadas en cuanto a redes inteligentes, tales como automatización, eficiencia, confiabilidad, ahorro de energía y costos, integración de fuentes alternativas, interacción con el consumidor, nuevas oportunidades de negocio y mercado.

Los procesos establecidos en cada área se evalúan para definir el estado actual de la organización y para definir las metas a donde se quiere llegar. Como resumen del diagnóstico, se recurre a las gráficas de radar, en las cuales es posible comparar el estado actual y el nivel deseado de madurez en la implementación de las redes inteligentes, además de facilitar la proyección de una ruta de acciones e inversiones congruentes para alcanzar el estado previamente planteado en la estrategia de las empresas.

Diversas entidades del sector eléctrico, regiones e instituciones han implementado el modelo propuesto por Siemens, entre ellas, se encuentran:

Los niveles de madurez tienen características propias e independientes en cada dominio. Cada nivel se construye a partir del anterior, es decir, para alcanzar el nivel 5, es necesario que se hayan completado todos los niveles anteriores. La descripción de cada nivel se presenta en la tabla 2.

• Comunidad de Durham en Ontario (Canadá).

• Colinversiones EPSA en Colombia.

• Arbon Energie en Suiza.

• KEV GmbH en Alemania.

• University of Ontario Institute of Technology (UOIT) en Canadá.

Las organizaciones pueden alcanzar diferentes niveles en cada dominio dependiendo de la visión y objetivos de cada una.

1.3. Smart Grid Maturity Model

1.3.1. Dominios

El modelo de madurez Smart Grid Maturity Model (SGMM)9 es una herramienta de gestión que está bajo la dirección del Instituto de Ingeniería de Software de la Universidad Carnegie Mellon. El modelo fue desarrollado originalmente por organizaciones del sector eléctrico para ser usado por el mismo sector.

1) Estrategia, gestión y regulación (SMR): representación de capacidades y características que permiten a la organización generar la visión y estrategia hacia redes inteligentes, desarrollo de procesos internos de gestión y gobierno, y promoción de relaciones con los actores interesados para implementar dicha visión y estrategia.

2) Organización y estructura (OS): representación de capacidades organizacionales y características que permiten a una organización alinear y operar conforme a conseguir la transformación a la red inteligente deseada. Enfoque en cambios de comunicaciones, cultura, estructura, formación y educación, y la gestión del conocimiento dentro de la organización.

3) Operaciones de red (GO): capacidades de la organización que soportan la confiabilidad, seguridad y eficiente operación de la red eléctrica. Evolución sobre la relativa inflexibilidad de la operación manual con poca visibilidad del estado de la red hacia operaciones automatizadas, flexibles, y alto grado de conocimiento de la red local, regional y

Este modelo establece un marco referencial para determinar el estado actual del desarrollo y capacidad de redes inteligentes dentro de una empresa de energía eléctrica. También, establece un contexto para determinar objetivos estratégicos, planes de trabajo, priorización de opciones y soporte en la toma de decisiones, enfocados en la modernización de la red. Finalmente, permite la evaluación del progreso a través del tiempo según los objetivos planteados e identifica el posicionamiento de la organización dentro del panorama de las redes inteligentes.

El SGMM está compuesto por 175 características que describen a las redes inteligentes y se ubican dentro de una matriz conformada por ocho dominios y seis niveles de madurez. Los dominios son

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Revista

• Mayo de 2013

valor para proveer oportunidades de innovación y gestión eficiente de cargas, generación distribuida y estructura del mercado.

8) Sociedad y medio ambiente (SE): este dominio es el enfoque principal de las iniciativas de redes inteligentes. Representa las capacidades y características que le permiten a la organización contribuir a alcanzar metas sociales, respecto a confiabilidad, protección y seguridad de la infraestructura de energía eléctrica, la cantidad de fuentes de energía que se usan y el impacto de la infraestructura y del uso de la energía en el medio ambiente y en la calidad de vida. Una red más inteligente provee la habilidad a las empresas y a la sociedad de hacer elecciones con mejor información y aprovechar los beneficios de las energías alternativas mientras se mejoran los impactos ambientales.

nacional. Además, permite suministro eléctrico de alta calidad, soporte de múltiples fuentes de energía, optimización del uso de activos y operación eficiente.

4) Gestión de activos y trabajo (WAM): capacidades y características de las organizaciones que soportan la gestión óptima de activos y fuerzas de trabajo (ej.: personas y equipos). Uso de información a partir de tecnologías de redes inteligentes para: reducir innecesarios mantenimientos y tiempos muertos, diagnosticar y rastrear causas de fallas, recomendar acciones correctivas, reducir tiempo entre la identificación del problema y su resolución, generar mayor eficiencia en la implementación de recursos de fuerza de trabajo y mejorar la capacidad de la planificación del desempeño.

5) Tecnología (TECH): capacidades de la organización que permiten una efectiva planeación estratégica tecnológica para alcanzar los objetivos de las redes inteligentes. Establecimiento de ingeniería rigurosa y procesos para la evaluación, adquisición, integración y pruebas de nueva tecnología en redes inteligentes, los cuales deben estar basados en la calidad de los atributos necesarios para conseguir metas y reducir riesgos: interoperabilidad, flexibilidad, seguridad, costo y desempeño.

6) Consumidores (CUST): representación de las capacidades y características organizacionales que permite la participación del consumidor hacia el logro de los beneficios de la transformación a las redes inteligentes. Los clientes pueden tener participación pasiva (donde la empresa de energía administra la carga del usuario y selecciona la fuente) o activa (da a los consumidores observabilidad y control para manejar su propia carga y escoger de diferentes fuentes de energía según señales de precio y disponibilidad en el mercado).

7) Integración de la cadena de valor (VCI): representación de las capacidades y características de la organización que le permiten conseguir los objetivos en redes inteligentes, por medio de una gestión exitosa de las dependencias en la cadena de suministro tanto para la producción de energía como para la demanda en su entrega. Este dominio admite suministros dinámicos y gestión de la demanda basada en información en tiempo real; automatización a lo largo de toda la cadena de

1.3.2. Niveles Tabla 2. Niveles del SGMM. Basado en Smart Grid Maturity Model9 Nivel 5 - liderando

La organización está abriendo caminos y avanzando en el estado de la práctica en un dominio.

Nivel 4 - optimizando

La implementación de redes inteligentes en una empresa dentro de un dominio está siendo perfeccionada y usada para mejorar aún más el desempeño de esta.

Nivel 3 - integrando

Los desarrollos de las redes inteligentes en un dominio están siendo integrados en toda la organización.

Nivel 2 - habilitando

La compañía está implementando características dentro de un dominio que le permitirán alcanzar y sostener la modernización de la red.

Nivel 1 - iniciando Nivel 0 - por defecto

La organización está tomando los primeros pasos de implementación dentro de un dominio.

Nivel por defecto para el modelo.

El SGMM es aplicado a las diferentes empresas mediante una encuesta de evaluación diseñada con las características, niveles de madurez y dominios del modelo. Se realizan talleres liderados por expertos para diligenciar el formulario. Una vez los datos son procesados y analizados, se presentan los resultados a la organización para desarrollar la estrategia

119

Modelos de medición del grado de madurez de las redes inteligentes

y medir el progreso de la transformación hacia el logro de los objetivos propuestos en redes inteligentes.

Este proceso de cinco pasos es llamado SEI SGMM Navigation Process7 y los pasos son descritos a continuación.

1.4. Modelo de referencia El modelo de referencia7 propone un camino de grados de inteligencia que deben seguir las redes para llegar a ser autosuficientes. Tiene énfasis en características para el desarrollo de arquitecturas eficientes, flexibles y sostenibles en el tiempo. Tomando como referencia el modelo de comunicaciones OSI, la red eléctrica tendría siete capas, descritas en la tabla 3. Las capas contienen reglas específicas y ejemplos que permiten ubicar proyectos en redes inteligentes según su nivel de inteligencia, sistematización y autonomía.

1) Preparación: reunión introductoria para los participantes donde se les dan instrucciones para completar el cuestionario.

2) Encuesta-taller: personal de toda la compañía diligencia el cuestionario como un equipo.

3) Análisis: el navegador encargado analiza los datos por medio del SGMM, los compara con datos externos y prepara conclusiones.

4) Taller para las aspiraciones: el navegador expone los análisis y las conclusiones al personal de la compañía para concertar una estrategia de visión hacia las redes inteligentes.

5) Conclusiones: el personal de la entidad planea y documenta las acciones basadas en los objetivos propuestos.

Al catalogar los proyectos, el modelo expone problemas de interoperabilidad, estándares y otros elementos de una forma clara para los actores involucrados en el sistema eléctrico, tanto técnicos como no técnicos.

2. Análisis comparativo A continuación, se expone un cuadro comparativo (tabla 4) de cuatro especificaciones entre los modelos presentados, de modo que se aprecian las características principales de cada modelo, comparando específicamente ítems como el proceso de recopilación de información, las áreas de enfoque, el modelo de análisis de la información y la forma de implementación. Con estas cuatro variables de comparación, es posible analizar los recursos necesarios para proceder con un diagnóstico al detalle de acuerdo con las exigencias de cada uno de los modelos.

La visualización del nivel de madurez se hace por medio de una matriz con los dominios en la base y los niveles en eje vertical. Un ejemplo de la gráfica obtenida se muestra en la figura 3.

Conclusiones • En cuanto a tecnología se refiere, los modelos presentados proponen y evalúan características similares, como automatización, introducción de fuentes alternativas de energía, gestión y control de pérdidas, seguridad y protección de infraestructura, y carga de vehículos eléctricos.

• Los modelos expuestos permiten realizar estudios sobre las necesidades de la empresa y proponen mapas de ruta para alcanzar los niveles de modernización deseados. Sin embargo, solo GE y

Figura 3. Ejemplo matriz SGMM. Basada en datos del Software Engineering Institute10.

El SGMM ha sido muy utilizado en el mundo. A continuación, algunos ejemplos de empresas que lo han empleado: • Enemalta en Malta.

• IESO en Canadá.

• ONCOR en los Estados Unidos.

• EDP en Brasil.

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Revista

• Mayo de 2013

Tabla 3. Capas del modelo de referencia. Basado en Céspedes7

Capa

Descripción

7. Inteligencia (I)

El más alto nivel del modelo de referencia de redes inteligentes. Aplicaciones de procesamiento de datos avanzado, minería de datos, automatización de procesos que no requieren intervención humana. Recolección de datos de aplicaciones y sistemas complejos para convertirlos en información y decisiones. Soporta las aplicaciones que caracterizan a las redes inteligentes: autorrecuperación, operaciones de red automáticas, protección adaptativa avanzada.

6. Análisis (A)

Funciones y aplicaciones para soportar la toma de decisiones de los operadores. Usa datos históricos y de tiempo real arrojados por la capa de sistema. Por ejemplo, un estimador de estado utiliza los datos de un sistema SCADA para realizar cálculos y estimaciones, y ayudar al operador de red con bases consistentes que soportan un posterior procesamiento por parte del análisis de contingencia y flujo de potencia.

5. Modelo (M)

Representación abstracta del conjunto de las capas del sistema, comunicación, interfaz y física; para análisis y simulaciones de capas posteriores. Para la documentación, se emplean lenguajes de modelación, como el lenguaje unificado de modelado (UML, por su sigla en inglés). Ejemplos: CIM (modelo común de información) y los modelados bajo el estándar IEC61850.

4. Sistema (S)

Dispositivos y aplicaciones que recogen datos de las capas de comunicación, interfaz y física. Funciones de almacenamiento y procesamiento básico de datos, y generación y gestión de alarmas, eventos y registros. Ejemplos: sistemas SCADA (supervisión, control y adquisición de datos) y MDM (gestión de medida de datos).

3. Comunicación (C)

Componentes para intercambio de datos entre elementos de redes inteligentes y mecanismos de comunicación, como protocolos. Dispositivos de soporte, como enrutadores, multiplexores; y, como vía para los datos digitales, están la fibra óptica, señales inalámbricas, línea portadora de potencia, entre otras.

2. Interfaz (If) 1. Física (P)

Conexión y transferencia de datos entre los elementos físicos y las capas superiores. Dispositivos análogos/digitales.

Ejemplos: sensores que permiten la digitalización de variables de operación (voltaje, corriente, potencia, etc.), PMU (unidad de medida fasorial), IED (dispositivos electrónicos inteligentes).

Elementos físicos del sistema de potencia y equipos analógicos. Ejemplos: generadores, líneas, transformadores, equipos de protección, medidores convencionales, transductores, etc.

Tabla 4. Comparación de modelos

General Electric

Smart Grid Compass de Siemens

Smart Grid Maturity Model

Modelo de referencia

Proceso de 13 pasos mostrado en la figura 1.

Proceso de tres etapas: 1. Orientación 2. Destinación 3. Enrutamiento

Navigation Process, cinco pasos: 1. Preparación 2. Encuesta-taller 3. Análisis 4. Definición de visión 5. Conclusiones

-----

Enfoque personalizado, sin áreas definidas.

Cinco áreas: 1. Organización inteligente 2. Operación inteligente de redes 3. Servicio inteligente al cliente 4. Gestión inteligente de activos y operaciones 5. Energía inteligente

Ocho dominios de madurez: 1. SMR 2. OS 3. GO 4. WAM 5. TECH 6. CUST 7. VCI 8. SE

Enfocado en el área tecnológica.

Modelo

Proceso de cuatro pasos: 1. Requerimientos de la empresa.

2. Requerimientos funcionales.

3. Conceptualización técnica.

4. Selección de tecnología.

Descripción de 20 objetivos y 35 procesos orientados a las cinco áreas.

175 características distribuidas en 8 dominios y 6 niveles.

Descripción de siete capas.

Implementación

Presenta ‘soluciones integrales’ y se aplican en un programa de cinco bloques llamado Proficy Grid Manager: 1. Definir 2. Mejorar 3. Aprovechar 4. Integrar 5. Gestionar

La implementación se realiza según el análisis del modelo y define la tecnología disponible.

Tiene socios tecnológicos para la implementación, como, por ejemplo, IBM.

-----

Proceso para recopilación de información

Áreas de enfoque

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Modelos de medición del grado de madurez de las redes inteligentes

fundamentalmente diagnosticar el estado de las redes inteligentes en nuestro país mediante un inventario de proyectos.

Siemens llevan el modelo hasta un plan de inversión e implementación de tecnología asociada a redes inteligentes.

• La información presentada suministra una visión general sobre los distintos panoramas y enfoques como ejemplo de modelos actuales para redes inteligentes, en lugar de dictar recomendaciones sobre cuál es el mejor modelo para la implementación de las redes inteligentes.

• El SGMM evalúa 175 características para la asignación de un nivel de madurez en cada uno de los dominios propuestos, lo cual permite medir el grado de desarrollo en redes inteligentes en que se encuentran las empresas, consiguiendo, además, comparar organizaciones bajo el mismo concepto.

• El modelo ofrecido por GE, más que un sistema concreto para medir la madurez de las organizaciones, plantea un mapa de ruta personalizado y flexible para asesorar a las empresas en implementaciones puntuales.

• Siemens plantea un modelo completo desde la evaluación, pasando por el diseño de mapa de ruta y llegando hasta la implementación. El diagnóstico de la empresa en redes inteligentes lo hace con un marco de referencia con 20 objetivos y 35 procesos en cinco áreas que abarcan la organización.

• El modelo de referencia presenta por capas especificaciones de los sistemas de redes inteligentes, exponiendo más claramente la complejidad de la implementación de este tipo de sistemas.

Agradecimientos Los autores de este artículo no pueden dejar de reconocer los aportes de las instituciones, empresas y profesionales involucrados en la iniciativa Colombia Inteligente (<www.colombiainteligente.org>).

Referencias 1.

European Smart Grid Technology Platform (2006). Unión Europea - Dirección General para Investigación en Energía.

2. Phaal, R. (2009). An architectural framework for roadmapping: towards visual strategy. Technol. Forecast. Soc. Change, 76, (1), 39-49.

3.

Xiang, W.; St-Hilaire, M. & Kunz, T. Roadmap of future smart grid, smart home, and smart appliances.

4. GE intelligent platforms. Extraído el 5 de abril, 2013, de <http://www.ge-ip.com/>.

5.

The Smart Grid - Home - Siemens. Extraído el 9 de abril, 2013, de <http://w3.siemens.com/smartgrid/global/en/Pages/Default.aspx>.

6. Software Engineering Institute, Carnegie Mellon University (2013). Smart grid getting started. Extraído de <http://www. sei.cmu.edu/smartgrid/start/>.

7.

Céspedes, R. (2012). A reference model for the electrical energy system based on smart grids, pp. 1-6.

8.

(2013). GE digital energy. Extraído de <http://www.gedigitalenergy.com/>.

9. SGMM, T. (2011). Smart Grid Maturity Model, version 1.2: model definition. A framework for smart grid transformation.

Technical Report CMU/SEI-2011-TR-025. Pittsburgh, Pennsylvania: Software Engineering Institute, Carnegie Mellon University.

Líneas de desarrollo

10. Software Engineering Institute, Carnegie Mellon University (2013). Getting started. Extraído de <http://www.sei.cmu. edu/smartgrid/start/>.

En el marco del proyecto “Sistema Nacional de Redes Inteligentes”, que se está planteando con el soporte de la iniciativa Colombia Inteligente, se tiene previsto continuar con el desarrollo de un “Modelo de análisis para la caracterización de las redes inteligentes en Colombia”, construido a partir del análisis presentado en este artículo, además de los resultados del proyecto “Caracterización de las redes inteligentes en Colombia”, desarrollado por el CIDET con el patrocinio de Colciencias. Esto permitiría

11. Office of the National Coordinator for Smart Grid Interoperability, Engineering Laboratory, Physical Measurement Laboratory & Information Technology Laboratory (2012). NIST framework and roadmap for smart grid interoperability standards, Release 2.0. Nist Spec. Publ. 1108r2, Release 2.0.

12. Farhangi, H. (2010). The path of the smart grid. IEEE Power Energy Mag., 8, (1), 18-28.

13. Defining the smart grid (GFT-798) | White papers | GE intelligent platforms. Extraído el 5 de abril, 2013, de <http://www. ge-ip.com/library/detail/12784>.

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Revista

Reseña autores

• Mayo de 2013

Rubén Darío Cruz Rodríguez Es ingeniero electricista y magíster en Potencia Eléctrica de la Universidad Industrial de Santander (UIS). Recibió el título de Doctor en Ingeniería, Área de Energía y Termodinámica, por parte de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) en el 2004. Sus estudios doctorales fueron patrocinados por Interconexión Eléctrica S.A. ESP (ISA). Realizó su pasantía doctoral en The University of Texas at Austin (2002) trabajando junto con el equipo del profesor Ross Baldick en el área de planeación de la expansión de la red de transmisión.

Gabriela María Gómez Roldán Obtuvo el título de Ingeniera Electrónica por parte de la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) en el 2010. Cuenta con experiencia en temas relacionados con las redes inteligentes y vigilancia tecnológica, además de conocimientos de gestión de proyectos bajo el estándar PMI y suficiencia para la comunicación en inglés. Actualmente, se desempeña como joven investigadora en la Dirección de I+D+i de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET).

Además de su participación en el Equipo Desarrollo y Optimización de la Red en la Gerencia Servicio de Transporte de Energía de ISA (2000-2004), su trayectoria profesional incluye a Ecopetrol (1995, 19971998), las unidades tecnológicas de Santander (1997) y la UIS (1997, 1999-2000, 2004-2012), donde estuvo a cargo por seis años de la Dirección de la Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones (E3T). Desde febrero del 2012, se desempeña como director de Investigación, Desarrollo e Innovación (I+D+i) de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET). Su experiencia profesional, investigativa y docente se ha centrado en la planeación de la expansión, gestión, operación, monitorización y regulación de mercados de energía, la aplicación de modelos de gestión de mejores prácticas y el desarrollo de modelos de vigilancia tecnológica, gestión tecnológica y de innovación para el sector eléctrico.

Juan David Pérez Vélez Obtuvo el título de Ingeniero Electricista en el 2006 por parte de la Universidad Nacional de Colombia sede Medellín, así como el título de magíster en Ingeniería Administrativa con Énfasis en Innovación y Gestión Tecnológica por parte de la misma universidad en el 2013. Lleva cinco años vinculado a la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET), primero como profesional senior de I+D+i y, actualmente, como líder de I+D+i. En el CIDET, está a cargo de los equipos responsables de las labores de formulación, desarrollo y ejecución de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico para el sector eléctrico. Cuenta con conocimientos y experiencia en gestión de proyectos bajo el estándar PMI.

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Guía de diagnósticos en instalaciones eléctricas hospitalarias en áreas críticas conforme a la regulación colombiana MANUELA GÓMEZ ECHEVERRI Estudiante décimo semestre de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Pontificia Bolivariana Representante principal ante la Facultad de Ingeniería Eléctrica en el 2010 Integrante del Grupo de Investigación Distribución y Transmisión Actualmente, se encuentra desarrollando el trabajo de grado Guía de diagnósticos en instalaciones eléctricas hospitalarias en áreas críticas conforme a la regulación colombiana, el cual ha participado como proyecto de investigación en Nodo Redcolsi (Red Colombiana de Semilleros de Investigación). manuela.gomezec@alfa.upb.edu.co

©2013 Thinkstock Photos

JOSÉ ALEJANDRO LEÓN Estudiante décimo semestre de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Pontificia Bolivariana Integrante del Grupo de Investigación Distribución y Transmisión Actualmente, se encuentra desarrollando el trabajo de grado Guía de diagnósticos en instalaciones eléctricas hospitalarias en áreas críticas conforme a la regulación colombiana Trabaja en ISA, como estudiante en práctica en el Centro de Transmisión de Energía Noroccidente. jleon@isa.com.co

Guía de diagnósticos en instalaciones eléctricas hospitalarias en áreas críticas conforme a la regulación colombiana

El tema del presente trabajo es la realización de una guía de diagnósticos en instalaciones eléctricas hospitalarias y una herramienta virtual para que el ingeniero, técnico, tecnólogo o personal encargado de mantenimiento tenga la posibilidad de estar informado de todo el diagnóstico, mantenimiento y cumplimiento de los reglamentos en las áreas críticas conforme a la regulación colombiana.

Palabras clave: diagnóstico, regulación, hospitalaria.

The theme of this work is the realization of a diagnostics guide electric hospital facilities and a virtual tool for the engineer, technician, technologist or maintenance personnel have the opportunity to be informed of any diagnosis, maintenance and compliance regulations in critical areas under Colombian regulations.

Key words: diagnosis, regulation, hospital.

Introducción

instalaciones eléctricas hospitalarias, los cuales se ven reflejados en diagnósticos.

A medida que varían los tiempos, los hospitales se ven forzados a cambios por diferentes motivos, entre ellos se destaca el aumento de usuarios que acceden a los servicios de salud, porque evolucionan tanto los perfiles de mortalidad como las pautas de consumo, la oferta, la innovación tecnológica, la competencia, la nueva instrumentación médica, las modificaciones en normativas y los eventos y contingencias naturales. Estos cambios buscan obligatoriamente la implementación de la ingeniería moderna, que ha contribuido en el desarrollo de proyectos de infraestructura, en la implementación de nuevas tecnologías en eficiencia energética, en nuevos materiales para las construcciones y en procesos industriales más estrictos que dan cumplimiento a las normas. Es de resaltar que muchos de los hospitales y clínicas del área metropolitana de la ciudad de Medellín son muy antiguos y no cumplen a cabalidad con el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), exceptuando algunos de estos que implementaron ampliaciones en sus inmuebles después del 1º de mayo del 2005 (fecha de trámite del RETIE).

1. Diagnóstico de las instalaciones hospitalarias Se busca una guía metodológica de diagnóstico y una herramienta virtual aplicativa, haciendo uso de las TIC para el estudio de las instalaciones eléctricas hospitalarias en las áreas críticas de las instituciones de niveles 2 y 3, que son los establecimientos prestadores de servicios de salud pública y privada. Esta investigación pretende estudiar estrategias logísticas que permitan disminuir la presencia de fallas eléctricas que implican la desconexión total del sistema, afectando de manera directa la vida de las personas que se encuentran en la institución. De tal modo no se cumple con el objetivo principal de esta, que es velar por la vida humana y brindar atención integral pronta y segura. En muchos casos, la falta de equipos apropiados, el no cumplimiento de los reglamentos técnicos de instalaciones eléctricas y demás deficiencias que se pueden presentar se deben al desconocimiento por la carencia de estudios preventivos.

Tales necesidades llevan a la ejecución del conocimiento de la ingeniería eléctrica, mostrando varios estudios en la universidad relacionados con las

La utilización adecuada de una herramienta informática podría prevenir gran cantidad de

126

Revista

contingencias, cumpliendo con los estándares de calidad requeridos. Este estudio logra comprender la importancia del análisis de la eficiencia energética y la aplicación de los reglamentos de obligatorio cumplimiento, según la regulación colombiana.

• Mayo de 2013

Guía de diagnósticos hospitalarios (Áreas hospitalización, urgencias, UCI, cirugía)

1. Diagnóstico sistemas eléctricos (DSE)

¿Qué se desea hacer?

Evaluar estado de la instalación

Identificar falla

Sí

¿Adecuado para el DSE?

No Sí Levantamiento de información (visita)

Planos, diagramas unifilares, circuitos, PAT

Figura 1. Diagnósticos sistemas hospitalarios.

No ¿Se encontró información adecuada para proseguir con la recolección de datos?

Así, estos diagnósticos, mediante análisis e informes que orienten en las necesidades de las áreas críticas (hospitalización, cuidados intensivos, cirugía y urgencias) de la instalación hospitalaria, se implementarán como diagnóstico del sistema eléctrico (DSE) y diagnóstico de eficiencia energética (DEE), los cuales integran el diagnóstico de cumplimiento de reglamentos (DCR) en hospitales y clínicas de nivel 2 y 3 en Colombia.

Recomendación

Sí

Formato 1. DSE (Ingreso de datos, mediciones, información general del área)

Análisis de información

Formato 2.

DSE Análisis comparativo (fallas)

A continuación, se muestran, en forma de diagrama, los pasos que se deben seguir al momento de realizar el diagnóstico que se desee, dónde se prevé una inspección inicial, formatos, recomendaciones y evidencias para llevar a cabo un excelente proceso.

Recomendaciones: 1. Físico 2. Ambiental 3. Técnico 4. Económico Capacitar personal Cambio de equipo Mantenimiento Remodelación estructura Velar por la conformidad del RETIE Fallas desconocidas Rediseño

1.1. Diseño de diagnósticos

Resultado diagnóstico

Diagnóstico cumplimiento RETIE (DCR)

Documento (recomendaciones)

Figura 2. Diagrama DSE.

Centrándose en las instalaciones eléctricas hospitalarias de las áreas críticas, se generan algunas recomendaciones, no pretendiendo solucionar el problema, pero sí permitiendo orientar al ingeniero o encargado de área, para después implementar un plan de mantenimiento o mejoramiento.

a quien se desempeñe como inspector o ejecutor de mantenimiento, con el fin de garantizar un diagnóstico apropiado al lugar por evaluar.

Cada diagnóstico se divide en dos formatos: el primero buscará hacer una inspección visual, donde se verificará una lista de chequeo basada en normatividad y algunas evidencias fotográficas. Esto se hace

Estas se evidenciarán en forma de guía y se darán algunos lineamientos, parámetros y comparaciones,

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Guía de diagnósticos en instalaciones eléctricas hospitalarias en áreas críticas conforme a la regulación colombiana

Código

con la intención de recopilar información, observar el estado de las estructuras, conexiones, equipos y elementos por diagnosticar.

Elaboró Revisó

Diagnóstico cumplimiento R ETIE Aprobó Lugar:

h p://www.colombiaelectrica.com/

Para el segundo formato, se preverán tablas comparativas de algunas medidas eléctricas, distancias de seguridad, tipo de conexiones, temperaturas, niveles de aceite, calibres, iluminación, factor de potencia y presiones en ciertos elementos o equipos eléctricos, cálculo de costos, consumo, acorde con el área específica de evaluación y diagnóstico indicado. Ello se hará con la intención de comparar valores y rangos aceptables de acuerdo con los valores teóricos y específicos para cada elemento.

Fecha: dd/mm/año Fecha: dd/mm/año Fecha: dd/mm/año Fecha: dd/mm/año

Ubicación técnica

Urgencias, cuidados intensivos, hospitalización

Información Nombre y apellidos*

Para que estos formatos puedan ejecutarse en el área de trabajo, se dará la opción de hacerlo por medio de una herramienta virtual que irá pidiendo información y llenando todo lo referente al diagnóstico, y así se podrán presentar unas recomendaciones finales en un formato más accesible y fácil de manipular por las personas implicadas en el diagnóstico.

Documento

--------------

Hospital

San Juan de Dios

Teléfono E-mail* E E-

Nombre organismo de inspección Dirección domicilio

Objetivo • Informar del estado actual de las instalaciones eléctricas hospitalarias, del cumplimiento o no cumplimiento de los reglamentos y normatividades.

La finalidad es establecer un procedimiento para la inspección visual y dar un diagnóstico de la condición eléctrica y del estado acorde con el cumplimiento de los reglamentos y normatividades.

Figura 3. Formato 1 (información y ubicación técnica).

1.2. Formatos del diagnóstico

Riesgo Es vital conocer y seguir las medidas de seguridad para evitar algún accidente.

Para la realización de dichos formatos, se deben cumplir algunos requisitos o medidas de control, ya que la persona que va a diagnosticar se encontrará en una instalación eléctrica hospitalaria, la cual contiene varios factores que pueden poner en peligro su vida o afectar alguna configuración eléctrica del sistema.

Tipo

Factor

Medida de control

Botas dieléctricas U lizar cinta de demarcación Electrocución, contacto Distancias de seguridad A. Riesgo eléctrico directo, contacto U lizar las herramientas aisladas de acuerdo con el nivel de tensión indirecto No llevar objetos metálicos en los bolsillos o en el cuerpo Elementos de condena donde aplique Usar guantes dieléctricos U lizar portaherramientas para las diferentes alturas.

B. Manipulación equipos y Caída de objetos, Verificar la escala y/o unidad de la medición herramientas medidas incorrectas Disponer de las fichas de datos, manuales y planos

C. Ambiental

Contaminación, derrames, escapes, fugas de gases y/o químicos

Informarse de los riesgos, residuos peligrosos y las respec vas medidas por adoptar

Medidas de seguridad

Por esta razón, se implementan unas recomendaciones iniciales, donde se dan a conocer riesgos, factores que los ocasionan y algunas medidas de control dentro de la instalación hospitalaria. Además, se deberá suministrar la información de la persona encargada y el hospital por diagnosticar.

Aplicar las cinco reglas de oro

1. Verificar que las fuentes de alimentación se encuentren abierta.

2.Confirmar visualmente que los mecanismos de operación se encuentren bloqueados y condenados.

3. Asegurarse de la ausencia de tensión (en caso de ser necesario) .

4. Comprobar que esté señalizada y delimitada la zona de trabajo.

5. Verificar que se encuentre señalizada y delimitada la zona de trabajos.

Figura 4. Formato 1 (riesgos y medidas de seguridad).

1.3. Diagnóstico de sistema eléctrico (DSE)

Será obligatorio revisar y cumplir los requisitos anteriormente mencionados antes de realizar un diagnóstico para cualquiera que sea su eventualidad y locación.

El diagnóstico del sistema eléctrico o DSE busca una evaluación del estado, señalización, conformidad y aplicación de los elementos dentro de las

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Revista

• Mayo de 2013

Instalaciones hospitalarias Artículo 39

Verificar el uso adecuado de la iluminación, número apropiado de salidas de iluminación y existencia de iluminación de emergencia donde sea requerido.

Artículo 39

Confirmar que exista piso conductivo en quirófanos, áreas médicas donde se utilicen anestésicos inflamables y cámaras hiperbáricas.

Artículo 39

Asegurarse de la existencia y adecuada selección de una fuente alterna de alimentación (planta diesel y UPS en áreas críticas).

Artículo 39

Comprobar que se disponga de un sistema de potencia aislado no puesto a tierra.

Artículo 39

Revisar el uso adecuado de canalizaciones para los sistemas normal, de emergencia y aislado no puestos a tierra.

Artículo 39

Verificar que las clínicas y hospitales que cuenten con acometida eléctrica de media tensión dispongan preferiblemente de una transferencia automática en media tensión que se conecte a dos alimentadores.

Artículo 39

Confirmar que el sistema de potencia aislado incluya un transformador de aislamiento.

Artículo 39

Asegurarse de que se haya efectuado una adecuada coordinación de protecciones eléctricas.

Artículo 39

Comprobar la conexión equipotencial adecuada en las áreas de cuidado de pacientes.

Artículo 39

Revisar la ventilación en laboratorios y la extracción de gases en sistemas de esterilización por óxido de etileno.

517 (30, 31, 32, 35)

No cumple

No aplica

Hospitales e instalaciones de cuidado ambulatorio con áreas de cuidados críticos. Verificar sistemas eléctricos esenciales, sistema de emergencia y alambrado apropiados.

Artículo 39

Confirmar que los camisones de los pacientes sean de material antiestático.

Artículo 39

Asegurarse de que la humedad no descienda del 50%.

519 (a, b) Art. 39

Comprobar los circuitos ramales, las cantidades de tomacorrientes y conexión a tierra de los circuitos de las áreas de cuidados críticos.

Artículo 39, 517 (18, 19, 20) 210-8

Revisar la selección, el tipo y el uso adecuado de tomacorrientes en las diferentes áreas de la instalación hospitalaria.

Artículo 39, 517-18 (a, b)

Cumple

Verificar los circuitos ramales, las cantidades de tomacorrientes y conexión a tierra de los circuitos de las áreas de cuidados generales.

Figura 5. Formato DSE (regulación).

instalaciones seleccionadas para este formato. Así mismo, la integración del diagnóstico de cumplimiento de reglamentos (DCR), resaltando los que se van a trabajar, como el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) y el Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público (Retilap).

el consumo de energía, que permiten evaluar, identificar y ordenar distintas recomendaciones y oportunidades de ahorro de energía, en función de su rentabilidad.

Con base en la fundamentación del uso eficiente de la energía, evitar el consumo de esta que no aporta mejor confort y que no contribuye a una mayor producción ni a un mejor servicio lleva a plantear una metodología e implementación de las TIC en la guía.

Las ubicaciones técnicas que serán evaluadas en este diagnostico serán cirugía, urgencias, hospitalización y cuidados intensivos.

Este diagnóstico (DEE) busca analizar el consumo, los costos, los elementos y el cumplimiento de reglamentos y de la norma ISO 500001 Sistema de gestión de la energía, resaltados en el DCR.

1.4. Diagnóstico eficiencia energética (DEE) Consiste en obtener un proceso sistemático mediante el cual se logra un conocimiento del consumo de energía de las áreas críticas (hospitalización, cirugía, cuidados intensivos, urgencias) de los hospitales o clínicas, para detectar factores que afectan

Es primordial implementar planes o sistemas de gestión de largo plazo, destinados a una mejora en la

129

Guía de diagnósticos en instalaciones eléctricas hospitalarias en áreas críticas conforme a la regulación colombiana

Encuesta

Sí

No

¿Conocen cuánta energía se consume en total? ¿Conocen cuánta energía se consume en hospitalización? ¿Conocen cuánta energía se consume en cirugías? ¿Conocen cuánta energía se consume en urgencias? ¿Conocen cuánta energía se consume en cuidados intensivos?

En los últimos tres meses, ¿ha aumentado o ha disminuido el consumo de energía? ¿Se han trazado objetivos para reducir el consumo de energía? ¿Se usan fuentes de energía alternas (gas, solar, renovables)? ¿Se tiene conocimiento de consumo de energía de los equipos electromédicos antes de comprarlos? ¿Se tiene conocimiento de consumo de energía de los equipos electromédicos?

En los últimos tres meses, ¿se han presentado daños repetitivos en equipos? ¿Se hace un mantenimiento programado mensual de los equipos? ¿Se tienen ajustados los tiempos de operación de los equipos que trabajan con energía? ¿Se ha tenido una auditoría en los últimos tres años? ¿Se han reemplazado los equipos por alternativas que sean más eficientes energéticamente? ¿Se limpian con frecuencia las lámparas y el sistema de iluminación para mejorar la radiación y la capacidad de iluminación?

Figura 6. Formato DEE (encuesta).

eficiencia energética en el uso de los recursos, para no recurrir a medidas drásticas en situaciones de crisis de abastecimiento, buscando un compromiso de la organización o instalación hospitalaria, con la mejora continua en la gestión de la energía.

Artículo RETIE NTC 2050

I. E. Uso final RETIE

Ubicación técnica

1.5. Diagnóstico de cumplimiento de reglamentos (DCR) El DCR son los reglamentos, normas, listas de verificación de conformidad y no conformidad que se han ido extrayendo de los diferentes referentes jurídicos, como el RETIE, Retilap, NTC 2050, ISO 50001, y que buscan una evaluación más detallada para que el sistema eléctrico cumpla con unos requisitos y garantice su buen estado y funcionamiento.

Tema

Cumple/no cumple

Ítem 1

Accesibilidad a todos los dispositivos de control y protección

Ítem 3

Continuidad de los conductores de tierra y conexiones equipotenciales

No cumple

Ítem 5

Distancias de seguridad

--------------

--------------

Ítem 8

Existencias de planos, esquemas y diagramas

--------------

Ítem 10

Identificación de canalizaciones

--------------

Ítem 11

Identificación de circuitos

Ítem 12

Identificación de conductores fase, neutro y tierras

Ítem 14

Memorias de cálculo

Ítem 15

Niveles de iluminación

Ítem 20 Ítem 21

Observaciones

Resistencia puesta a tierra (valor) Revisión de certificaciones de producto

Ítem 25

Sistema de emergencia

Ítem 26

Sistema de protección contra rayos

Ítem 27

Valores de campos electromagnéticos

No --------------

Tabla 1

1.6. Resultados en los diagnósticos

Este diagnóstico será utilizado como apoyo en el DEE y DSE, frente a la primera evaluación o inspección visual que se efectuará en ambos al iniciar su reconocimiento, para así tener una idea del sistema al que están diagnosticando.

Para los resultados finales de los diagnósticos DSE y DEE, se deberán tener en cuenta los ítems del DCR y todas las medidas, referencias y evidencias fotográficas que harán que la persona que va a diagnosticar

130

Revista

Fecha: Ubicación técnica: Capacidad personal: Área:

1. Número de tomas

proceda a buscar y encontrar no las soluciones, pero sí unas recomendaciones que lleven a mejorar la calidad eficiente y el sistema eléctrico dentro de la instalación hospitalaria.

23/05/2013 2 sala trabajo de parto 20 personas/12 horas 50 m2

48

Buenos

x

Malos

Regulares

24 tomas hospitalarias 24 tomas crí cos

Tipo

Tensión

2. Introducción a las herramientas virtuales

110 v

Distancias

N. A.

Marcados por circuito.

Iden ficación

Se propone una herramienta virtual aplicativa haciendo uso de las TIC para el estudio de las instalaciones eléctricas hospitalarias.

Evidencia fotográfica

2. Equipos

2

Buenos

x

Malos

Marcas

Es por esto por lo que diagnosticar por medio de una herramienta metodológica y virtual que permita realizar el análisis donde se almacenen los resultados con evidencias fotográficas y levantamiento de información, y que, a su vez, logre obtener rangos o datos comparativos, facilitará crear unas recomendaciones generales a las instalaciones eléctricas hospitalarias, en las áreas ya mencionadas.

Regulares

1. Avalon FM20 Phillips 2. Baxter

Tipo

Equipos de control y trabajo de parto

Tensión

110 v

Evidencia fotográfica

3. Luminarias

96

Buenos

Marcas

Tipo

Potencia

x

Malos

Hoy en día, hay variedad de aplicaciones para las diversas actividades y tareas que ayudan a mejorar la calidad de la comunicación e información. En el medio, los sistemas operativos que más acogida, venta y variedad de aplicaciones y software presentan son los sistemas Android y Apple. Tomando como referencia estos dos sistemas y con el conocimiento de que son los que mayor adquisición tienen por parte de los usuarios, se accede a manipular dos aplicaciones para cada uno de ellos, buscando que lleguen al mismo objetivo: ‘diagnosticar sistemas hospitalarios’, y que estas herramientas sean de fácil utilidad, acceso, practicidad y, a su vez, guía para personas calificadas en el sistema eléctrico.

Regulares

Sylvania

Ahorradoras, fluorescentes

96 Sylvania 17 w

Distancias

24 cajas de 4 x 17 w (Sylvania)

Iden ficación

Sylvania FO 17 W/54 T8, 15.000 H 1.148 lumen IRC 70-S X 141

Evidencia fotográfica

4. Estructura sica: a. Ventanas b. Interruptores c. Cables expuestos d. Canaletas e. Alarmas f. Claraboyas

• Mayo de 2013

2

2.1. Safety Inspector

1 Sw dobles 12 sw sencillo N. A. N. A.

Es una nueva aplicación para Android pensada para realizar inspecciones de seguridad y compartir la información de forma rápida y organizada, aprovechando al máximo las posibilidades tecnológicas de un móvil inteligente o una tableta.

N. A. N. A.

Evidencia fotográfica

El programa sirve para mejorar los tiempos y la calidad de las inspecciones, valiéndose de las

Figura 7. Formato visita9.

131

Guía de diagnósticos en instalaciones eléctricas hospitalarias en áreas críticas conforme a la regulación colombiana

Figura 8. Aplicación Safety Inspector1.

características técnicas de un teléfono móvil, desde la cámara de fotos hasta el micrófono.

Safety Inspector cuenta con diferentes plantillas ya preparadas, donde podremos ir marcando los distintos aspectos por analizar. De esa forma, las plantillas personalizadas aceleran el proceso de marcado de errores, puntos positivos y comentarios sobre nuestra visita.

Figura 9. Aplicación i-Auditor 2.

Bibliografía

2.2. i-Auditor

1. <http://www.i-auditor.com/download/App/iTunes>.

2. <h t t p : / / w w w . a n d r o i i d s i s . c o m ? s a f e t y - i n s p e c t o r auditorias-desde-el-mvil/>.

Es la aplicación que está revolucionando la auditoría desde la App Store, es totalmente personalizable para cada industria y aplicación, poniendo el proceso de auditoría a su alcance. i-Auditor también puede utilizar el GPS para localizar lugares de trabajo con una puesta en marcha rápida, las firmas requeridas se toman en el momento y toda la auditoría puede ser exportada como un archivo PDF y enviada por correo electrónico en un informe en un formato atractivo. Se pueden tomar fotografías al llevar a cabo las auditorías e i-Auditor facilitará un formato final.

3. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE).

Resolución 180195, del 12 de febrero del 2009.

4.

Icontec (2005). Código Eléctrico Colombiano, NTC 2050.

5. (2011). National Electrical Code (NEC).

6.

La norma ISO 50001, publicada el 15 de junio del 2011.

7.

Garnica Jiménez, J. (2011). Guía para el diseño de instalaciones eléctricas hospitalarias. Tesis de Ingeniería Eléctrica, UPB.

8. Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público (Retilap). Resolución 180265, del 19 de febrero de 2010. Entró en vigencia el 1º de abril del 2010.

9.

132

Clínica Universidad Pontificia Bolivariana (2013).

Instrucciones para los autores de la ‘Revista CIDET’ Comparta los resultados de sus proyectos, estudios o artículos técnicos de interés sectorial en la ‘Revista CIDET’

Características de la ‘Revista CIDET’ La Revista CIDET es una publicación especializada de la Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico (CIDET), de periodicidad semestral, cuyo propósito es la divulgación de los adelantos y logros alcanzados en el desarrollo y ejecución de sus proyectos de investigación y de sus servicios de evaluación de la conformidad. Así mismo, la revista es un espacio abierto para especialistas, académicos, empresas e interesados relacionados con el sector eléctrico que quieran divulgar sus trabajos y estudios, novedades e investigaciones y temas de interés y discusión para el sector.

La Revista CIDET permite profundizar en temas de energía en general y difundir periódicamente contenidos y temas relevantes para el sector que beneficien a la región y al país en los ámbitos de investigación, social, económico y productivo.

La Revista CIDET estimula la discusión científica como medio para la generación de conocimiento en torno a las necesidades del sector eléctrico colombiano.

Características generales de los artículos Los artículos deben ser inéditos y podrán ser presentados en los idiomas oficiales de la revista: español o inglés.

Tienen cabida preferencial los artículos de investigación científica y desarrollo tecnológico, las reflexiones originales sobre un asunto y la revisión del estado de un dominio específico de la ciencia y la tecnología. Por lo tanto, la orientación de los artículos debe ser especialmente técnica, descriptiva, objetiva, analítica y muy bien fundamentada, sin hacer publicidad de alguna empresa, producto o servicio.

Los artículos se deben redactar en tercera persona del singular, impersonal, contar con adecuada puntuación y redacción, carecer de errores ortográficos y conservar equilibrio en la estructura de sus párrafos.

134

Revista

• Mayo de 2013

Las especificaciones relativas a estructura, extensión, envío y otros aspectos formales se detallan en la siguiente sección.

No se permitirán más de dos artículos por autor en cada edición de la revista.

Formato de los artículos Los artículos deben contener: • Título: (claro y preciso) con nombre(s) del (los) autor(es) y filiación institucional (70 caracteres).

• Reseña del (los) autor(es): estudios de pregrado y posgrado, experiencia, cargo actual y dirección electrónica.

• Resumen en español e inglés (abstract) del artículo (máximo 200 palabras).

• Palabras clave en español e inglés (key words). Máximo cinco palabras.

• Introducción.

• Desarrollo del tema.

• Referencias y notas de pie de página.

• Conclusiones.

• Bibliografía y referencias bibliográficas: se aplican las normas para tesis y otros trabajos de grado.

• Es conveniente resaltar los párrafos u oraciones más significativos del contenido del artículo y todo aquello que dé significado a su estructura.

• Fotografías: si el artículo se acompaña de fotografías, deberán entregarse en forma digital y en alta resolución.

• Unidades y decimales: se solicita a los autores utilizar las unidades del Sistema Internacional, la coma para separar las cifras decimales y el punto para indicar millares y millones.

• Ecuaciones: las ecuaciones se levantan en un procesador apropiado para ese uso.

• Tipo de letra: arial (o equivalente) fuente N° 12 y con interlineado a doble espacio.

• Tamaño del artículo: mínimo cinco cuartillas, máximo 20 cuartillas a espacio y medio.

Proceso de evaluación Los artículos recibidos por la revista son evaluados preliminarmente por el Comité Editorial, considerando estándares de calidad académica y originalidad, y aquellos artículos que cumplan con esos requerimientos son sometidos a la evaluación anónima de dos árbitros nacionales o internacionales, garantizando el anonimato de autores y árbitros. Se entiende que los documentos que se envían al Comité Editorial para su evaluación no están siendo considerados por ninguna otra publicación.

135

Instrucciones para los autores de la Revista Cidet

Los documentos recibidos serán evaluados por pares expertos en el tema del artículo con reconocido prestigio nacional e internacional. El editor y los miembros del Comité Editorial no participarán en la evaluación más que en casos de conceptos contradictorios.

El resultado de la evaluación de cada árbitro puede ser: • Aceptado (sin modificaciones).

• Aceptado (con modificaciones menores).

• Condicionado a una revisión y nueva presentación.

• No aceptado.

Cuando los conceptos de los árbitros no sean coincidentes, la resolución será: • “Aceptado” y “condicionado”: se considera como “condicionado” y se pedirá que se incorporen las modificaciones propuestas.

• “Condicionado” y “No aceptado” se considera como “No aceptado”.

• “Aceptado” y “No aceptado”, es decir, dictámenes polarizados: se discuten en el Comité Editorial y eventualmente se envían a un tercer árbitro; cuando haya tres lectores y dos de ellos hayan dado un dictamen negativo, se descartará el dictamen positivo.

El Comité Editorial informará los resultados de la evaluación de cada artículo, en un plazo máximo de un (1) mes, contado a partir de su recepción.

Las observaciones de los evaluadores deberán ser tenidas en cuenta por el autor, quien debe hacer los ajustes señalados. El Comité Editorial se reserva la última palabra sobre la publicación de los artículos y la edición en que se publicarán. Esta decisión será comunicada al autor en cuanto se conozca.

Envío de artículos El autor principal debe diligenciar el formato de autores y enviarlo junto con el artículo por correo electrónico a la dirección: revistacidet@cidet.org.co. Es primordial tener en cuenta las fechas de cierre editorial.

136

Revista

Formato para autores de la ‘Revista CIDET’ I. Información personal Nombres: Apellidos: Nacionalidad (país): Documento de identidad: Fecha de nacimiento: Correo electrónico:

II. Información académica Título obtenido

Doctorado

Especialización

Maestría

Profesión: Área de desempeño: Grupo de investigación:

III. Afiliación institucional Institución: Dirección de la institución: Ciudad: Teléfono: Dirección web: Correo electrónico: a) Tipo de institución

b) Carácter institucional

Asociación

Pública

Centro de C y T

Privada

Educación superior

Mixta

Empresa

Multilateral

Gobierno

Organismo privado Hospital sin ánimo de lucro

137

Pregrado

• Mayo de 2013

Formato para autores de la Revista Cidet

IV. Descripción del artículo Título original: Título en inglés (español si el artículo está en inglés):

Número de autores: Número de referencias: Idioma original: Otro idioma:

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El artículo es inédito y corresponde a la siguiente categoría: 1. Artículo de investigación científica y tecnológica 2. Artículo de reflexión 3. Artículo de revisión 4. Artículo corto 5. Reporte de caso 6. Revisión de tema 7. Cartas al editor 8. Editorial 9. Traducción 10. Documento de reflexión no derivado de investigación 11. Reseña bibliográfica 13. Otros ¿Cuál?

138

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