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Índice

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ÍNDICE

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DIRECTORIO 2012 - 2014

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EDITORIAL ING. JUAN VÁSQUEZ PALACIOS

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SEMINARIOS DICTADOS POR EL CIEELA

04 13

VISIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO PARA LOS PRÓXIMOS 4 AÑOS

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ESTADO DEL ARTE Y PERSPECTIVAS DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA EN EL ECUADOR

079

EDICIONES DE LAS REVISTAS DEL CIEELA

12 13

ANÁLISIS ENERGÉTICO DE CENTRALES EÓLICAS

1318

DESARROLLO DE UN MÓDULO PARA LA ESTIMACIÓN ESPACIAL DE LA DEMANDA ELÉCTRICA, PARA LA AYUDA EN LA TOMA DE DECISIONES EN LA FASE DE PLANEACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN Y TRANSMISIÓN

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TECNOLOGÍA Y TELECOMUNICACIONES AL SERVICIO DE LA SEGURIDAD

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AGENDAS DEL CIEELA

28

PRIORIDADES Y PROYECTOS DEL INER SOBRE EFICIENCIA ENERGÉTICA

30

DE LAS AULAS AL EJERCICIO PROFESIONAL

33

ILUMINACIÓN DEL ESTADIO DE AZOGUES

36

ALTA DISPONIBILIDAD DE ENERGÍA INVERSORES VS UPS

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DISEÑO ELÉCTRICO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DEL NUEVO ECOPARQUE INDUSTRIAL

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OPERACIÓN REMOTA DE RECONECTADORES DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN

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ACTIVIDADES DEL CIEELA

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Directorio 2012 - 2014

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DIRECTORIO: Ing. Juan Vásquez, Presidente; Ing. Eduardo Peralta, Vicepresidente; Ing. Christian Rodas, Secretario; Ing. Pablo Carpio, Prosecretario; Ing. Hugo Pinos, Tesorero; Ing. Carlos Plaza, Primer Vocal Principal; Ing. David Romero, Primer Vocal Suplente; Ing. Marcos Orbe, Segundo Vocal Principal; Ing. Jorge Cortez, Segundo Vocal Suplente; Ing. Iván Genovez, Tercer Vocal Principal; Ing. Milton Pérez, Tercer Vocal Suplente. TRIBUNAL DE HONOR: Ing. Antonio Borrero, Primer Vocal Principal; Ing. Jhon Calle, Primer Vocal Suplente; Ing. Marcelo Astudillo, Segundo Vocal Principal; Ing. Fernando Solórzano, Segundo Vocal Suplente; Ing. William Castro, Tercer Vocal Principal; Ing. Wilmer Heras, Tercer Vocal Suplente.

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Editorial

Ing. Juan Vásquez Palacios Presidente CIEELA

La energía eléctrica juega un papel estratégico en la sociedad, pues contribuye de manera directa en las actividades productivas y se constituye en un factor esencial para el desarrollo económico y social de los pueblos. En un breve repaso del avance del sector eléctrico en nuestro país, indica que en el año 1897 inicia en la ciudad de Loja, la generación de energía eléctrica, con la empresa denominada “Luz y Fuerza”, cuyas instalaciones de generación se encontraban ubicadas junto al río Malacatos, éste fue el impulso necesario para que se instalen pequeñas centrales hidroeléctricas en todo el país, llegando a contarse hasta 1961 con una potencia total de generación de aproximadamente de 120 MW. En este mismo año se crea el Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) asignándole la responsabilidad de integrar el sistema eléctrico nacional y de elaborar un Plan Nacional de Electrificación que satisfaga las necesidades de energía eléctrica en concordancia con el Plan de Desarrollo Económico y Social del Ecuador. Durante los 38 años de vida de INECEL, se construyeron grandes centrales de generación, dando como resultado un balance positivo en el desarrollo eléctrico mediante el aprovechamiento de los recursos renovables y no renovables del país. La liquidación del INECEL pretendió conseguir que el sector privado realice inversiones en generación, distribución y comercialización de la energía eléctrica, con resultados incipientes, mientras que la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) nace como respuesta a la necesidad de reformular el grado de participación estatal en este sector abriéndolo a la privatización y a la competencia. Esta ley crea un modelo de gestión basado en el Mercado Eléctrico Mayorista y se encarga de regular todo lo concerniente a la generación de energía eléctrica, sea esta convencional o no convencional, entregada en forma parcial o total en el Sistema Nacional Interconectado. Con este modelo las instalaciones de generación y transmisión que eran propiedad del Estado, fueron transferidas a nuevas empresas que se constituyeron como sociedades anónimas, regidas por el denominado Fondo de Solidaridad. Años más tarde el mismo Fondo de Solidaridad, adquiere un nuevo rol y se convierte en propietario de las empresas que no pudieron ser privatizadas, asumiendo la responsabilidad de designar directorios, gerentes y mandos medios de las diferentes empresas. Es a partir del Decreto Ejecutivo 475, de julio de 2007 que se crea el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), con el objetivo de servir a la sociedad a través de la formulación de políticas nacionales para la gestión de proyectos del sector, paralelamente con los cambios políticos ocurridos en el año 2008, el sistema eléctrico nacional ha sufrido una restructuración, con objetivos diferentes, buscando la participación tanto pública como privada para el desarrollo de proyectos que permitan mejorar cada vez más la actividad eléctrica, fundamentalmente basado en el principio Sumak kawsay o del buen vivir, que involucra el beneficio social, la protección del medio ambiente, el uso racional y eficiente de

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la energía, la seguridad, la soberanía y la autosuficiencia energética, entre otros.

El modelo de Comprador Único se presenta como una solución viable para el accionar actual del sector eléctrico, siempre que exista la liquidez suficiente, a través de la promoción de la cultura de pago del servicio, a su vez siendo necesario lograr que las empresas eléctricas de distribución mejoren su gestión empresarial y que el estado entregue oportunamente los subsidios a los que se comprometa, todo esto con el objetivo de alcanzar a un mediano y largo plazo una autonomía financiera del sector. Hasta ahora varias son las muestras de que es posible avanzar con la restructuración, si todos quienes formamos parte del sector eléctrico, encaminamos esfuerzos conjuntos hacia el bienestar de la colectividad. Uno de los más grandes retos es lograr la soberanía energética, para ello, en un hecho sin precedentes en la historia nacional, actualmente se están desarrollando proyectos hidroeléctricos que aprovechan el gran potencial hídrico que tiene el país y que permitirán entregar energía no contaminante y de bajo costo, adicionalmente se promueve las iniciativas de eficiencia y ahorro energético, la explotación de las fuentes renovables de energía como es el caso de los proyectos eólicos así como de los sistemas fotovoltaicos en zonas de la Amazonía ecuatoriana. No debemos olvidar de la encomiable acción por mejorar el sistema de distribución de energía, estableciendo directrices que propenden regular tanto a las Empresas como a los consumidores. Un pilar fundamental que hará posible conseguir la soberanía energética es la integración de un sistema de transmisión robusto a 500kV consiguiendo con esto una forma técnicamente adecuada para evacuar la energía producida, e incluso servir de fuente de energía para el mercado regional a través de enlaces, con el consecuente beneficio energético, económico y socio-ambiental para nuestro país. Con esta rápida visión del accionar del sector eléctrico, nos damos cuenta que es necesario hacer una revisión total de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), ya que esto permitirá establecer un marco legal adecuado para una nueva realidad política, económica y técnica de nuestro país. Pensamos como gremio profesional que de manera paralela a la promulgación de la citada Ley, nosotros debemos trabajar en una Ley de Ejercicio Profesional a ser propuesta ante el organismo rector que involucre un verdadero respaldo al profesional eléctrico y electrónico ecuatoriano, ya que somos el recurso clave para el avance y progreso de la sociedad.

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Seminarios CIEELA

Agosto.2010

Noviembre.2011

Diciembre.2008

Noviembre.2012

Junio.2011

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Visión del Sector Eléctrico para los próximos 4 años

Esteban Albornoz Vintimilla Ministro de Electricidad y Energía

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Sector eléctrico soberano, productivo e inclusivo; que emplea tecnologías ambientalmente limpias y aprovecha los recursos naturales renovables, no contaminantes y de bajo impacto; para satisfacer los requerimientos de la demanda de energía eléctrica del país, eficientemente empleados; mediante la provisión del servicio público estratégico de energía eléctrica, con atributos de seguridad, calidad y confiabilidad; con la matriz energética más limpia del mundo, basada en una producción superior al 93% de origen hidroeléctrico y con un complemento térmico, que empleará combustibles de producción nacional; con suficiente reserva de potencia y energía para garantizar la satisfacción de toda la demanda eléctrica, aún en condiciones adversas, sin depender de las importaciones de electricidad y con capacidad para exportar electricidad; con sistemas de transmisión, distribución y comercialización de la electricidad, eficientes y eficaces, orientados a la incorporación de las mejores tecnologías vinculadas con las redes inteligentes; y con un recurso humano responsable, motivado y capacitado. El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, como ente rector del sector eléctrico ecuatoriano, ha definido su misión enmarcada en la Constitución de la República y los lineamientos del Plan Nacional del Buen Vivir; los cuales sitúan a las personas como el centro y razón de ser de la sociedad e imponen un accionar responsable con el medio ambiente; buscando garantizar la provisión del servicio de electricidad como un componente básico para el desarrollo y bienestar de la población.

En el ámbito del abastecimiento de energía eléctrica para el país, con los proyectos emblemáticos que se vienen ejecutando desde el año 2011 (8 hidroeléctricos y 1 eólico), con una inversión superior a los 4500 millones de dólares, el país dispondrá para el año 2016, de cerca de 2800 MW adicionales de potencia instalada, sustentados en fuentes de energía renovables y limpias, a bajo costo, que permitirán:

Dentro de este contexto, se han definido objetivos estratégicos a ser alcanzados dentro del sector eléctrico; los cuales están vinculados con las obligaciones establecidas en la Constitución respecto a: el uso de tecnologías ambientalmente limpias y de energías alternativas no contaminantes y de bajo impacto; el derecho de las personas a acceder a bienes y servicios de calidad, con eficiencia, eficacia y buen trato; y, a la obligación del Estado de promover la eficiencia energética, el desarrollo y uso de prácticas y tecnologías ambientalmente limpias y sanas, así como de energías renovables, diversificadas, de bajo impacto.

de exportación de electricidad; sustentada en una disponibilidad de potencia y de energía eléctricas, sin contar con las interconexiones internacionales, en niveles superiores al 73% y al 56%, respectivamente, por encima de la demanda (hay que tener presente que como criterio de confiabilidad se ha adoptado el tener un mínimo de reserva del 20% para potencia y del 10% para energía, sin contar con las interconexiones internacionales);

- la autosuficiencia y la soberanía energética; y la posibilidad

- el cambio radical de la matriz energética; pasando de la si-

tuación del año 2006, en que la generación hidráulica fue del

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41%; la térmica, del 48% (con base mayoritaria en combustibles importados); y, la importación de electricidad, del 11%; para llegar al año 2016 a una matriz, en la que la generación hidráulica será del 93.5% y la térmica (con base en fuel oil y gas natural, de producción nacional), junto con la renovable, del 6.5%; eliminándose las importaciones de electricidad (que eventualmente pueden ser realizadas, para optimizar costos, reforzar la reserva, mejorar la calidad del servicio y la seguridad operativa); con lo cual un alto porcentaje de la energía será de origen hidroeléctrico, logro que cambiará la historia energética del Ecuador y lo convertirá en un país con, probablemente, la matriz energética más limpia del mundo.

- la reducción del consumo de combustibles y la eliminación

de la importación para generar electricidad; pasando de consumos del orden de 570 millones de galones, del año 2012; a , 41 millones de galones, en el año 2016; La reducción de las emisiones de CO2; que de los niveles cercanos a los 4 millones de toneladas de los años 2011 y 2012; pasará a valores cercanos a los 0.25 millones, para el año 2016.

-

En cuanto a la etapa funcional de la transmisión, en los próximos cuatro años, con base en una inversión del orden de los 670 millones de dólares, se continuará con la modernización, automatización y reforzamiento de las subestaciones y de las líneas de transmisión que se encuentran en operación; y se ejecutará la expansión del Sistema Nacional de Transmisión, con la construcción de 1470 km de líneas de trasmisión de simple y de doble circuito, la instalación de 6000 MVA en transformadores de reducción del voltaje y de 390 MVAr en condensadores para compensación reactiva, tanto en las subestaciones existentes como en las nuevas; todo lo cual garantizará que el transporte de la electricidad, desde las fuentes de generación hasta las subestaciones principales de las empresas eléctricas regionales, sea realizado con atributos de seguridad, calidad, confiabilidad y eficiencia, bajo condiciones normales y aún en condiciones de primera contingencia.

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Debe relievarse que en este plan de expansión, se incluye la incorporación del Sistema de Trasmisión de Extra Alta Tensión 500 kV, que: permitirá la evacuación de la energía eléctrica de la central Coca Codo Sinclair (1500 MW) al sistema de transmisión; reforzará la transmisión de la electricidad hacia los centros de carga, principalmente de Quito y Guayaquil; facilitará el abastecimiento de energía a la zona oriental de país, con lo cual las empresas petroleras podrán conectarse al sistema eléctrico nacional; y, se convertirá en la columna vertebral de las futuras interconexiones Internacionales con Colombia, Perú, Bolivia y Chile. En cuanto a los sistemas de distribución, con una inversión del orden de los 665 millones de dólares, en infraestructura de redes urbanas y de redes urbano marginales y rurales, durante los

próximos cuatro años; se garantizará la provisión de un servicio eléctrico de calidad, seguro, confiable y eficiente, para todos los usuarios. Para el efecto las empresas del sector continuarán mejorando su capacidad operativa y sus sistemas de gestión técnica y comercial; sus procesos internos y de atención al cliente y su infraestructura; ejecutando los planes de electrificación rural y urbano – marginal y los planes de expansión y mejora de la calidad; teniendo como objetivos estratégicos al año 2016: el ampliar la cobertura del servicio, al 98.8 % de las viviendas del país; reducir las pérdidas totales de energía eléctrica (técnicas y no técnicas), al 9.4% de la energía disponible en los sistemas de distribución; mejorar su gestión administrativa, operativa y técnica, mediante la adopción de las mejores prácticas sean nacionales o internacionales; e incursionar en las tecnologías de las redes inteligentes. En el ámbito del uso eficiente de la energía eléctrica, las empresas del sector continuarán adoptando políticas, normas, regulaciones y esquemas tarifarios para el uso eficiente de la energía; e implementando planes, programas y proyectos, orientados a racionalizar el uso de la energía; además, se seguirá invirtiendo en proyectos de eficiencia energética y en el buen uso de la energía eléctrica por parte de los sectores residencial, comercial e industrial. El compromiso con la naturaleza y con el ambiente seguirá constituyendo en un eje importante del accionar del sector eléctrico. Con la incorporación de nuevas tecnologías en la generación termoeléctrica y los proyectos de generación basados en energías renovables que se están desarrollando, se contribuirá de manera directa al cuidado de nuestro planeta, reduciendo la contaminación y las emisiones de gases de efecto invernadero. En forma paralela se continuarán implementando planes de prevención, mitigación y adaptación ambiental en la ejecución y operación de todos los proyectos del sector eléctrico. Todo esto se viene logrando y dependerá significativamente del concurso de trabajadores, técnicos y profesionales, mujeres y hombres motivados y debidamente capacitados. Es por ello que el desarrollo del talento humano constituye uno de los ejes de la política pública, que ha sido asimilada por el sector eléctrico en toda su dimensión, incorporando una cultura de excelencia, valores e innovación. Recuperar y reedificar el sector eléctrico ecuatoriano no ha sido una tarea fácil, en un sector que, con el advenimiento de la política neoliberal privatizadora, soportó la indolencia, la desinversión, las ineficiencias y muchas veces hasta la corrupción; pero, desde el 2007 esa situación tiene otro rumbo, en alineación con los ejes estratégicos establecidos por el Gobierno Nacional: ser soberanos, ser productivos, ser inclusivos, haciendo efectivos el “Sumak Kawsay” (buen vivir) y todos los derechos.


Estado del Arte y Perspectivas de la Energía Solar Fotovoltaica en el Ecuador

Barragán Escandón Antonio - Carrera de Ingeniería Ambiental, Universidad Politécnica Salesiana Email: tono_barragan@yahoo.es Eras Almeida Andrea - Dirección de Planificación y Mercadeo, ELECAUSTRO S.A. Email: aeras@elecaustro.com.ec

Resumen: Si se piensa en unas condiciones ideales para con-

seguir energía eléctrica a partir de la energía solar, difícilmente se encontrará algo más directo que la energía solar fotovoltaica. Ésta es capaz de suministrar energía eléctrica tanto a lugares aislados, como a la red local o global [1]. Este documento permite mostrar los principales tipos de tecnología, y, las perspectivas futuras que se prevén en Ecuador con la introducción de la energía solar fotovoltaica.

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1.2 sistemas fv conectados a red Un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red (SFCR), tiene como función producir energía eléctrica en condiciones adecuadas para ser inyectada en la red convencional. El diseño de estos sistemas no necesita considerar un consumo a satisfacer, como en el caso de los sistemas autónomos o de bombeo. En esta aplicación, el objetivo del diseñador es conseguir que la producción anual sea la máxima posible. En general, el propietario de un SFCR recibe una compensación económica por la cantidad de energía aportada [3]. Como muestra la Fig. 1, un SFCR se compone de: un generador fotovoltaico, un inversor DC/AC y un conjunto de protecciones eléctricas.

Palabras clave: energía solar, fotovoltaica, radiación, tecno-

logía.

1. FUNDAMENTOS 1.1 Recurso solar La ubicación geográfica del Ecuador, lo convierte en un país privilegiado en lo que a recurso solar se refiere. Esto se debe a que el ángulo de incidencia de la luz solar, es perpendicular a su superficie durante todo el año [2]. La irradiancia global promedio es de 4 575 kWh/m2/día o un promedio anual de 1 650 kWh/m2/año. Aquellos sitios en el Ecuador que tienen más irradiación promedio anual, son: Galápagos, Manabí (Pedernales), Sto. Domingo, Pichincha (Mindo, Nanegalito), Imbabura (Ibarra), Loja (Zapotillo, Celica, Macará) y Santa Elena (La Libertad) [2].

Figura 1: Esquema de un SFCR

El generador fotovoltaico (módulo), está formado por conjuntos de células solares conectadas entre sí, en serie y paralelo hasta conseguir el voltaje adecuado para su utilización. El conjunto de células está envuelto por elementos que le confieren protección frente a los agentes externos y rigidez para acoplarse a las estructuras que lo soportan [3]. El inversor, convierte la c.c. en c.a. para trasladarla a la red eléctrica, dispone de un control exhaustivo de la tensión de red y de la onda de salida, así como del sincronismo y tipo de protecciones [3].

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1.3 SISTEMAS FV DE LOCALIZACIÓN REMOTA En muchos países en desarrollo, las redes de distribución eléctrica, son a menudo, inexistentes o rudimentarias, en especial en áreas rurales, y cualquier tipo de energía resulta muy cara. En este caso, la energía solar fotovoltaica puede resultar competitiva con relación a otras formas de suministro energético, especialmente en países con alto grado de radiación solar. Las aplicaciones más usuales son: bombeo de agua, sistemas FV en viviendas y centros comunitarios, iluminación, u otros [1]. En la Fig. 1, se esquematiza un SFLR: Figura 3: Cuota de mercado de las diferentes tecnologías de célula (en porcentaje)

2.3 Módulos policristalinos dominan el mercado

Figura 2: Esquema de un SFLR

2. ESTADO DEL ARTE TECNOLÓGICO 2.1 Producción de células solares En el 2010, se alcanzó una producción mundial de células fotovoltaicas de 27 213 MW. Los primeros fabricantes de células fotovoltaicas en el mundo fueron: Suntech Power (5,8% del mercado mundial), JA Solar (5,4%), First Solar (5,2%), Trina Solar (3,9%), Q-Cells (3,7%), Yingli (3,6%), Motech (3,5%), Sharp (3,3%), Gintech (3,0%) y Kyocera (2,4%) [4].

2.2 Cuota de mercado de las diferentes tecnologías de célula En el 2010, aproximadamente el 87% de células se fabricaron con silicio, de las cuales: el 33,2% con silicio monocristalino1 , el 52,9% con policristalino2 y con amorfo3 el 5%; el 5,3% con telururo de cadmio4 ; el 1,2% con cobre, selenio e indio (CIS)5 , y el 2,4% restante con otras tecnologías [4].

8

La evolución mundial de la producción de células solares en la última década, según las tecnologías usadas, se representa en la Fig. 3: 1 Silicio fundido, se solidifica formando un único cristal de grandes dimensiones. 2 Enfriamiento de silicio en un molde que forman varios cristales. 3 El silicio durante su transformación, produce un gas que se proyecta sobre una lámina de vidrio. 4 Se consigue a partir de un sustrato con una capa conductora transparente, generalmente de óxido de estaño. 5 Se toma el sustrato de vidrio y mediante pulverización catódica se coloca una capa

delgada de molibdeno que actúa como electrodo posterior.

En la actualidad, se ve menos módulos policristalinos de potencias inferiores a 220 W. La clase de 160 W ha perdido toda su importancia. En cambio, se va estableciendo una nueva clase de potencias: 285 W. No obstante, son los módulos policristalinos de la clase de 235 W que predominan [5].

2.4 Eficiencia de los módulos solares Es la empresa californiana Amonix la que se posiciona como líder en alcanzar una eficiencia del 27,6% en células de silicio monocristalino; mientras que el Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energía Solar ha conseguido eficiencias de 20,04% en células de silicio policristalino [6].

2.5 Precios de los módulos solares Además, Solar Junction (California) ha desarrollado células de concentración6 de triple unión aumentado la eficiencia a un 44% [6]. Las fluctuaciones de costo de las energías convencionales, y la demanda en ERNC (Energías Renovables no Convencionales) debido a la toma de conciencia por parte de los poderes públicos, han dado lugar a que los precios de las nuevas tecnologías vayan reduciéndose, siendo accesibles y competitivos a mediano plazo. En la Fig. 4, por ejemplo, se visualiza los precios medios de los módulos solares, los mismos que han bajado sin excepción para el año en curso [7].

6 Usan sistemas ópticos de concentración de la radiación solar sobre células solares altamente eficientes, utilizan la radiación directa y necesitan sistemas de seguimiento solar precisos.


3. PERSPECTIVAS EN ECUADOR

Figura 4: Precios de módulos solares 2012

2.6 Inversores Construir inversores eficientes ya no es misión imposible. El reto está en encontrar un equilibrio perfecto entre eficiencia y costos [8]. En el 2012, la fotovoltaica ha logrado superar la barrera del 98% de eficiencia. El fabricante SMA Solar Technology AG demostró que alcanzar esta meta es factible, con un 98,6% de eficiencia para irradiación alta. Le sigue de cerca Steca Elektronik GmbH con un 97,8%. Muy de cerca del 98% se encuentran dos aparatos idénticos de Refusol GmbH y Siemens AG [8].

2.7 Precios de los Inversores Como se visualiza en la Fig. 5, a mayo 2012, los precios de los inversores de hasta 5 kW muestran una tendencia de 0,32€/W (0,24USD/W), por otro lado, los inversores entre 5 y 10 kW subieron 4,34% respecto a enero 2012. Los inversores de mayores potencias mantienen sus precios estables [7], [8].

Figura 5: Precios de inversores 2012

A marzo 2012, se reportó 290,13 MW de potencia instalada, es decir, 27% más en relación al 2011 [8].

El Ecuador es un país en vía de desarrollo, es por esto que la inserción de las ERNC puede ser compleja, por tanto, la necesidad de incentivos es fundamental para evitar obstáculos en el transcurso de este tipo de proyectos. Es así, que de acuerdo con la Regulación 004/11 del CONELEC7 , los precios que se reconocen por la producción de las centrales no convencionales son: en Ecuador Continental de 40,03cUSD/kWh, y en las Islas Galápagos de 44,03cUSD/kWh [9]. En las políticas enmarcadas en el Plan Nacional del Buen Vivir 2009-2013, se anota la necesidad de “Diversificar la matriz energética nacional, promoviendo la eficiencia y una mayor participación de energías renovables sostenibles¨, adicionalmente, estipula que se debe “Impulsar la generación de energía de fuentes renovables o alternativas con enfoque de sostenibilidad social y ambiental”, lo que ha dado lugar a que empresas nacionales y extranjeras estén interesadas en invertir en el País. Actualmente, son 200 MW que cuentan con Título Habilitante otorgado por el CONELEC y que están en vías de construcción [10]. La lista de proyectos se visualiza en la Tabla 1: Tabla 1: Proyectos fotovoltaicos con Título Habilitante del CONELEC

Es de anotar, que a mediados de noviembre de 2012, el fabricante de placas solares Isofotón anunciaba la construcción de una planta fotovoltaica de 50 MW, que estiraría ubicada a 10 Km de Quito8 . Por otro lado, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable ha estructurado un programa en diferentes fases tendientes a incrementar la participación de fuentes renovables en la Región Insular. Dentro de estas soluciones se tiene previsto adicionar un parque fotovoltaico, el mismo que tendrá una potencia instalada de 1,5 MW, y se lo realizará a través de la Agencia de Cooperación Internacional de Corea: KOICA, que se estima estará listo a finales del 2013 [11].El proyecto se ubica en el límite sur occidental de la zona urbana de Puerto Ayora (Isla Santa Cruz) y tendrá una capacidad instalada para almacenamiento de energía de 300 kW. Con esta planificación se tiene previsto satisfacer la demanda energética y solventar los problemas técnicos ocasionados por la inestabilidad de la red eléctrica [11]. 7 Este tipo de incentivos económicos son conocidos como Feed-in Tariff, y en general permiten el fomento de las energías renovables, la cogeneración y los equipos de consumo eficiente, así se establece un precio de la energía dependiendo de la tecnología, o del tamaño de la planta. 8 www.ecuadorinmediato.com.

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En la provincia del Azuay, con el propósito de incursionar en el desarrollo de proyectos de generación fotovoltaica, la Empresa Electro Generadora del Austro ELECAUSTRO S.A. está realizando mediciones de irradiación en los sectores de Sumaypamba y el Descanso. En lo que respecta a los SFLRs para zonas rurales, se cuenta con un total de 751 kW cercanos a instalarse, estos en su mayoría pertenecen a la Empresa Eléctrica Quito y la Empresa Eléctrica Centro Sur [12]. En la provincia de Morona Santiago, por ejemplo, está en ejecución: el proyecto “Yantsa ii Etsari” (Luz de Nuestro Sol), que pretende instalar 2 500 sistemas fotovoltaicos aislados.

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES El sector fotovoltaico experimentará un impulso en los próximos años en el Ecuador, con el consiguiente beneficio ambiental y al mismo tiempo abrirá un abanico de posibilidades a la industria fotovoltaica y a los inversores públicos o privados que apuesten por esta tecnología. La incorporación de la energía solar fotovoltaica para generación de energía eléctrica conectada al SNI del Ecuador será marginal a mediano plazo; aun así, es conveniente analizar los requerimientos de estas tecnologías, los mismos que son: técnicos, financieros, económicos, sociales y ambientales. La tecnología utilizada para la construcción de plantas fotovoltaicas en su totalidad es de origen extranjero, en consecuencia, es imperativo que el Estado, invierta, apoye la investigación y el desarrollo de estas tecnologías. Por ejemplo, la implantación de industrias de fabricación de paneles fotovoltaicos y otros componentes crearía fuentes de trabajo, que impactarían positivamente en la sociedad ecuatoriana.

5. BIBLIOGRAFÍA [1] Gil García, Gregorio. Energías del Siglo XXI. Madrid : ANTONIO MADRID VICENTE, Ediciones, 2008. [2] CONELEC, “Atlas Solar del Ecuador”, Agosto, 2008.

10

[3] Perpiñán Lamigueiro, Oscar. Energía Solar Fotovoltaica. España: CREATIVE COMMONS, 2010. [4] Instituto para la Diversificación y Desarrollo Energético IDAE. ¨Plan de Energías Renovables 2011-2020¨. Madrid: IDAE, 2011. 367. [5] PHOTON. La Revista Fotovoltaica, ¨Moratoria renovable. El

sector solar español, amenazado de muerte¨. Alemania: PHOTON Europe GmbH, febrero, 2012. 72-75. [6] National Renewable Energy Laboratory NREL. ¨Best Research-Cell Efficiencies 2012¨. http://www.nrel.gov/ncpv/images/efficiency_chart.jpg. [7] PHOTON. La Revista Fotovoltaica, ¨Caminho do sol. Brasil aprueba los primeros incentivos para la fotovoltaica¨. Alemania: PHOTON Europe GmbH, junio, 2012. 86-87. [8] PHOTON. La Revista Fotovoltaica, ¨Inversores 2012. Informe de mercado y análisis de tendencias¨. Alemania: PHOTON Europe GmbH, marzo, 2012. 40-42, 90-91. [9] CONELEC, Regulación 004/11:¨Tratamiento para la energía producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales¨, abril, 2011. [10] CONELEC. Proyectos fotovoltaicos con Título Habilitante del CONELEC. 2012. [11] MEER. ¨Construcción de un parque fotovoltaico de 1.5MWp¨. 2011. [12]. CONELEC. Renovables. 2012. ______________________________________ Antonio Barragán Escandón.- Nació en Cuenca, Ecuador en 1975. Recibió su título de Ingeniero Eléctrico en la Universidad de Cuenca, Máster en Energías Renovables de la Universidad de León, España; Máster en Sistemas Eléctricos de Potencia por la Universidad de Cuenca. Además, tiene posgrados en redes de telecomunicación, auditorías de gestión de la calidad y medio ambiente. Es consultor independiente en el sector eléctrico, ha dictado cátedra, seminarios y charlas en varias universidades. Sus temas de interés son: el Desarrollo Energético Sostenible, Mercados Energéticos y Energías Renovables, particularmente la Energía Eólica. Andrea Eras Almeida.- Nació en Loja, Ecuador en 1985. Recibió su título de Ingeniera Eléctrica en la Universidad de Cuenca, Cuenca 2010. Máster en Energías Renovables y Medio Ambiente de la Universidad Politécnica de Madrid, Madrid 2012. Actualmente trabaja en la Dirección de Planificación y Mercadeo de la Empresa Electro Generadora del Austro ELECAUSTRO S.A. También, desempeñó labores en la Dirección Nacional de Eficiencia Energética del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. Sus áreas de interés están enmarcadas en: las Energías Renovables, especialmente la fotovoltaica, Eficiencia Energética, Desarrollo de Sistemas Híbridos, Desarrollo Sostenible.


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Revistas CIEELA Año.2008

12 Año.2009

Año.2012

Año.2010

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Año.2011


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Análisis Energético de Centrales Eólicas Cochancela Araujo Jhonnatan jhonna85@hotmail.com

2 MÉTODO DE DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL

Astudillo Salinas Patricio patorojo1985@yahoo.es

La distribución de Weibull está definida por dos parámetros, el parámetro de forma y el parámetro de escala, y es la más empleada para la estimación de la energía eólica. (3)

UNIVERSIDAD DE CUENCA

RESUMEN Este trabajo, da una guía paso a paso para realizar un análisis eólico previo a la instalación de un aereogenerador. Para ello se utilizan las distribuciones de Weibull y Rayleigh, con el objeto de determinar cuál de estas es más confiable para determinar la energía que se puede aprovechar del viento. Palabras Clave: Energía eólica, estimación de energía, energías renovables.

1 INTRODUCCIÓN Debido a que las altas velocidades del viento a lo largo del año son raras, mientras que los vientos moderados son bastante comunes (1) y a las características tan dispersas y aleatorias de la energía eólica, se tiene que la utilización de la estadística es la mejor manera de estudiar si un emplazamiento es adecuado o no, para la colocación de una máquina de generación eólica. De esta forma se representa a la velocidad del viento como una variable aleatoria. (2) Se analizan si las probabilidades de ocurrencia pueden ajustarse a algún tipo de distribución continua, permitiendo encontrar una expresión matemática para calcular la energía eólica en función del tiempo. Normalmente se utiliza la distribución de Weibull y la de Rayleigh. (3) La función de Weibull es más versátil pero la de Rayleigh es más simple. Para obtener resultados más exactos con la distribución de Weibull y Rayleigh se necesita datos de velocidades de 25 años o más, pero para tener una aproximación es suficiente los datos de velocidades de 1 año. (4) A continuación se detallan los métodos de Weibull y de Rayleigh.

La función de densidad de la distribución de Weibull está dada por la siguiente expresión: (3) f (v) = k ⋅ ⎛ v ⎞ ⎜ ⎟ C ⎝ C ⎠

k −1

⋅e

⎡ ⎛ v ⎞k ⎤ ⎢ − ⎜ ⎟ ⎥ ⎣⎢ ⎝ C ⎠ ⎦⎥

(1)

Donde k es el parámetro de forma, v es la velocidad media del viento y C es el parámetro de escala. El parámetro k determina la forma de la distribución, mientras que el parámetro C muestra que tan aguda o plana es la función. (5) Distribución acumulativa: Es la probabilidad de que la velocidad del viento no supere un valor x, y está dado por: (4) v

∫ 0

v

k ⎛ v ⎞ f ( v ) dv = ∫ ⎜ ⎟ C ⎝ C ⎠ 0

k −1

⋅e

⎛ v ⎞ −⎜ ⎟ ⎝ C ⎠

k

dv = 1 − e

⎛ v ⎞ −⎜ ⎟ ⎝ C ⎠

k

(2)

Distribución acumulativa complementaria: Es la probabilidad de que la velocidad del viento supere un valor x, y está dado por: (4) v

v

k −1

⎛ v ⎞

k

⎛ v ⎞

k

⎛ v ⎞

k

−⎜ ⎟ −⎜ ⎟ −⎜ ⎟ k ⎛ v ⎞ 1 − ∫ f ( v ) dv = 1 − ∫ ⎜ ⎟ ⋅ e ⎝ C ⎠ dv = 1 − 1 + e ⎝ C ⎠ = e ⎝ C ⎠ C ⎝ C ⎠ 0 0

(3)

2.1 Pasos para la aplicación del método de Weibull Los datos que se utilizan para este análisis corresponde a una estación meteorológica ubicada en el Cerro Puntas, localizada en la región Sierra, entre los cantones de Checa y Pifo del cantón Quito perteneciente a la provincia de Pichincha. Estos datos fueron tomados a una altura de 10m sobre el terreno. Para una estimación adecuada se necesita los datos de velocidad de viento del sitio en estudio de un año por lo menos.

13


Para este análisis se usó un aerogenerador REpower de 2000 kW. Debido a que la altura del eje es de 60m se hace una corrección de la velocidad del viento utilizando la Ecuación 4. ⎛ h´ ⎞ ln ⎜ ⎟ z v´= v ⎝ 0 ⎠ ⎛ h ⎞ ln ⎜ ⎟ ⎝ z0 ⎠

⎛ ⎛ ⎞ ⎞ 1 y = Ln ⎜ Ln ⎜⎜ ⎟⎟ ⎟⎟ ⎜ ⎝ ⎝ 1 − f ( v ) ⎠ ⎠ x = Ln ( v )

b = −k ⋅ Ln (C )

2.1. Organizar los datos Se clasifica los datos obtenidos en rangos de velocidades que varían en 1 m/s, entonces, la velocidad asignada como 1m/s, toma todos los valores mayores a 0 m/s y menores o iguales a 1m/s, con el mismo criterio, la velocidad asignada como 2 m/s, corresponde a los valores mayores a 1 m/s y menores o iguales a 2 m/s. Luego se debe elaborar una tabla de frecuencias, es decir, se indica la velocidad del viento en m/s y cuantas horas al año se presentan las mismas (ver el histograma en la Gráfica 2). Se determina la frecuencia puntual con la Ecuación 5. Horas / Año 8760

(8) (9) (10)

De lo cual se puede concluir que el parámetro de forma (k ), es la pendiente de la recta de regresión. Este parámetro y el intercepto b se calculan mediante las ecuaciones normales: (7) ∑ ( x − x )( y − y ) k= 2 (11) ∑( x − x ) (12) b = y − kx  

Donde x e y corresponden a la media de los valores de x e y respectivamente. El parámetro de escala (C ), está en función del intercepto b de la recta de regresión; por lo tanto: (5) ⎛ b ⎞ ⎜ − ⎟ (13) C = e⎝ k ⎠ Ahora se debe calcular cada uno de los valores de x e y con las ecuaciones 8 y 9.

Entonces con los valores de x e y se obtiene los valores medios y se tiene:

(5)

El número 8 760 corresponde al total de horas de un año. Para la frecuencia acumulada se tiene que ir sumando la frecuencia anterior. (3) Frecuencia Acumuladan = Frecuencia Puntualn + Frecuencia Puntualn−1

2.1.2 Aproximación a la Ecuación lineal

14

(4)

Donde h es la altura a la cual se tomaron los datos, h es la altura a la que se encuentra el eje, v y v son las respectivas velocidades a las alturas h y h , y z0 es la rugosidad del terreno (0.03, que corresponde a un campo abierto sin cercados) (6)

Frecuencia Puntual =

La cual es una recta de regresión, con:

Para obtener x e y se debe utilizar la Ecuación lineal de regresión (Ecuación 6). (5) ⎛ ⎛ ⎞ ⎞ 1 Ln ⎜ Ln ⎜⎜ ⎟⎟ ⎟⎟ =k ⋅ Ln ( v ) − k ⋅ Ln ( C ) (6) ⎜ ⎝ ⎝ 1 − f ( v ) ⎠ ⎠ La Ecuación anterior representa una Ecuación lineal de la forma: y = k x + b (7)

Reemplazando los valores en la Ecuación 11 y 12, se tiene: k=

47.547 = 1.426 33.324

b = 0.559 − (1.426 × 2.848) = −3.503

Con la Ecuación 13, el valor de C es: ⎛ ( −3.503) ⎞ ⎜⎜ − 1.426 ⎟⎟ ⎠

C = e⎝

= 11.653

Entonces la Ecuación lineal queda: y = 1.426 x + ( −3.503)


En la Gráfica 1 se muestra la aproximación lineal y los puntos de la transformación doble logarítmica correspondiente a los valores de x e y.

Donde Pms es la potencia media de salida, Pi es la potencia instantánea, que corresponde a las potencias a diferentes velocidades del aerogenerador y f(v) es la función densidad de probabilidad de Weibull. Para calcular la potencia media de salida acumulada se aplica la Ecuación 15. Pmsan = Pmsn−1 + Pmsn

(15)

2.1.5 Energía anual

Gráfica 1 Aproximación lineal y los puntos de la transformación doble logarítmica. Fuente: Propia

2.1.3 Función densidad de probabilidad de Weibull Una vez obtenido los parámetros de forma “k” y de escala “C”, se procede a aplicar la Ecuación 1 para obtener la función densidad de probabilidad de Weibull. Con los resultados de la Función de densidad de probabilidad se realiza la curva, la cual permite observar que tanto se aproxima al histograma de velocidades (Ver Gráfica 2)

Para determinar la energía anual extraíble del recurso eólico, basta con multiplicar la potencia media de salida acumulada total por 8 760, que corresponde al total de horas que existe en un año. Energía Anual (kWh) = PmsaT × 8760 (16) Para el presente análisis se tiene:

Energía Anual ( MWh) = 8138.481MWh

(17)

3 MÉTODO DE DISTRIBUCIÓN DE RAYLEIGH La distribución de Rayleigh es un caso particular de la distribución de Weibull, cuando el parámetro de forma k es igual a 2. (4) Con los datos disponibles de la velocidad del viento en un determinado lugar, es posible encontrar la Ecuación de distribución de Rayleigh la cual describe la distribución de velocidades del viento con una aproximación razonable dentro de ciertos límites, siendo la velocidad media del mismo un parámetro a tener en cuenta, muy característico. (2)

Gráfica 2. Comparación entre histograma de velocidades y distribución de Weibull Fuente: Propia

2.1.4 Determinación de la potencia media acumulada de salida La potencia media de salida se calcula a partir de la Ecuación 14. ⎛ Pi + Pin ⎞ Pmsn = ⎜ n −1 ⎟ f ( v ) (14) ⎝

2

⎠

La velocidad media se obtiene sumando el producto de cada intervalo diminuto de velocidad por la probabilidad de obtener esa velocidad. (8) También se puede obtener esta velocidad media con la siguiente expresión: (9)

v=

1 W ∑ mi vi (18) n i =1

15


Donde v es la velocidad del viento, W es el número de diferentes valores de velocidad del viento que se registran, n es el total de observaciones y m es el número de lecturas en que el viento se encuentra en el rango de velocidad comprendido en v . La función de distribución de Rayleigh está dada por la siguiente expresión: (4) ⎡ π ⎛ v ⎞ ⎤ π v ⎢⎣⎢ − 4 ⋅⎜⎝ v ⎟⎠ ⎥⎦⎥ (19)

Donde el valor de 99 196 es la suma de la multiplicación de la velocidad por las horas/año y n es el número de observaciones de las velocidades.

3.1.3 Cálculo de la Distribución de Rayleigh y La Función de probabilidad acumulada de Rayleigh

2

f (v ) =

⋅ ⋅e 2 v2

Donde v es la velocidad del viento y v es la velocidad media del viento. Distribución acumulativa: Es la probabilidad de que la velocidad del viento no supere un determinado valor, y está dado por: (4)

F (v ) = 1 − e

⎡ π ⎛ v ⎞ 2 ⎤ ⎢ − ⎜ ⎟ ⎥ ⎣⎢ 4 ⎝ v ⎠ ⎦⎥

Para calcular la Distribución de Rayleigh y la Función de probabilidad acumulada, se utiliza cada una de las velocidades del viento y la velocidad media del viento calculado anteriormente, se aplica la Ecuación 19 y la Ecuación 20 respectivamente. Con los resultados de la Distribución de Rayleigh se realiza la curva, la cual permite observar que tanto se aproxima al histograma de velocidades (Ver Gráfica 3)

(20)

Distribución acumulativa complementaria: Es la probabilidad de que la velocidad del viento sea mayor o igual a un determinado valor, y está dado por: (10)

P ( v ≥ va ) = 1 − F ( va ) = e

⎡ π ⎛ v ⎞ 2 ⎤ ⎢ − ⎜ ⎟ ⎥ ⎢⎣ 4 ⎝ v ⎠ ⎥⎦

(21)

3.1 Pasos para la aplicación del método de Rayleigh 3.1.1 Organizar los datos Como primer paso, se debe clasificar los datos de cada velocidad horaria en un rango de 1 m/s, es decir se cuenta el número de datos que existe en cada rango, estos resultados se los llama frecuencias del viento (Ver Gráfica 3).

3.1.2 Cálculo de la velocidad media del viento

16

Para calcular la velocidad media del viento, primero se multiplica cada velocidad del viento con la frecuencia con que se presenta las velocidades, luego al aplicar la Ecuación 18 se obtiene el resultado de la velocidad media del viento de la siguiente manera: v=

1 (99196 ) = 1 (99196 ) = 11.323 m / s n 8760

Gráfica 3. Comparación entre Histograma de Velocidades del Viento y la Distribución de Rayleigh Fuente: Propia

3.1.4 Cálculo de la energía anual Para obtener la Energía Anual se aplica la siguiente expresión: N ⎛ P + Pi ⎞ Energía Anual ( MWh) = 8760 ⋅ ∑ [F (vi ) − F (vi −1 )]⋅ ⎜ i −1 ⎟ ⎝ 2 ⎠ i =1

Primero se debe calcular la diferencia de función de probabilidad acumulada, es decir, la diferencia de probabilidad de una velocidad determinada con probabilidad de la velocidad anterior. Luego se calcula la potencia media en cada rango de velocidad utilizando las potencias del aerogenerador que se va a utilizar, es decir, la suma de la potencia en una velocidad determinada con la potencia de la velocidad anterior.


Lo que sigue es multiplicar los resultados de la diferencia con los resultados de las potencias medias. Por último se aplica la Ecuación de la Energía Anual de la siguiente manera: Energía Anual ( MWh) = 8760 ∗ (1237.236) / 1000

Donde 1237 236 es el resultado de la sumatoria del producto de la diferencia de la probabilidad con la potencia media, por lo tanto: Energía Anual ( MWh) = 10838.192

(22)

4 POTENCIA DISPONIBLE Es la potencia contenida en el viento debida a su energía cinética y está dada por la Ecuación 23. 1 Pd = ⋅ ρ ⋅ A ⋅ v3 2

(23)

Para poder aplicar esta Ecuación es necesario corregir la densidad del aire debido a los efectos de la temperatura y altitud sobre el nivel del mar, para lo cual se aplica la Ecuación 24. (4) ⎛ h ⎞

⎛ 288 ⎞ −⎜⎝ 8435 ⎟⎠ (24) ρ = 1.225 ⎜ ⎟ e ⎝ t + 273 ⎠

5 CONCLUSIONES Se debe tener en cuenta a qué altura sobre el nivel del mar se está haciendo el análisis, ya que la densidad del aire varía en función de la altura y de la temperatura, dicha temperatura debe ser un promedio de por lo menos 1 año. En el análisis realizado se observó que la densidad del aire a la altura de 4140m y a una temperatura promedio de 4.1169 °C es de 0,779 kg / m3 , que tiene una gran diferencia con la densidad del aire estándar 3 que corresponde a 1.225 kg / m . La energía eólica disponible por unidad de área es proporcional al cubo de la velocidad, por lo que pequeñas variaciones en la velocidad del viento conllevan a sensibles variaciones en la energía suministrada. Por esta razón es importante la colocación del aerogenerador a la mayor altura posible sobre el nivel del suelo, dado que la velocidad tiende a crecer con la altura. La función de distribución de probabilidad que más se aproxima a los datos medidos es la que mayor exactitud brinda al momento de realizar el cálculo de la energía eléctrica extraíble. Como se puede observar en la Gráfica 4, la distribución que más se aproxima es la de Weibull, esto se debe a que proporciona un método empírico preciso para la representación de la distribución de velocidades del viento ya que se basa en 2 parámetros que son, el parámetro de forma k y en el parámetro de escala C, mientras la distribución de Rayleigh, se necesita un sólo parámetro que es la velocidad media del viento ya que se asume un valor de k =2, que es recomendable debido a que estos valores frecuentemente se encuentran en un intervalo cercano a 2.

3 Donde p es la densidad del aire en kg / m , t es la temperatura en °C y h es la altura sobre el nivel del mar en m . Para el caso analizado se tiene:

Tmedia anual = 4.1169°C hmsnm = 4140m

⎛ 4140 ⎞

288 ⎛ ⎞ −⎜⎝ 8435 ⎟⎠ = 0.779 ⎟ e ⎝ 4.1169 + 273 ⎠

ρ = 1.225 ⎜

Con Weibull: Pd =

1 3 ⋅ 0.779 ⋅ 5281⋅ (8.994 ) =1496kW 2

Con Rayleigh: Pd =

1 3 ⋅ 0.779 ⋅ 5281⋅ (11.32 ) = 2983kW 2

Gráfica 4. Comparación entre el Histograma de velocidades y las Distribuciones de Weibull y Rayleigh Fuente: Propia

17


La energía anual total extraíble en el análisis anterior es de 8 138.48 MWh/año (Ecuación 17), de acuerdo a la distribución estadística de Weibull, mientras que con la distribución estadística de Rayleigh la energía anual total extraíble es de 10 838,19 MWh/año (Ecuación 22). Como se mencionó, esto se debe al número de parámetros que se utiliza en cada uno de los métodos de análisis.

Autores Jhonnatan R. Cochancela Araujo, (Cuenca 1985). Ingeniero Eléctrico Graduado en la Universidad de Cuenca en el mes de Octubre de 2012; Actualmente se encuentra trabajando en Path Profit.

La energía anual disponible según la velocidad media de Weibull y Rayleigh es: Energía Anual DisponibleWeibull = 8760 × 1496 13104960 kWh / año Energía Anual DisponibleWeibull 8760 × 2983 Rayleighl== = 13104.960 MWh / año Energía Anual DisponibleWeibull Rayleigh = 26131080kWh / año

Energía Anual Disponible Rayleigh = 26131.08 MWh / año

Entonces la energía anual extraíble es el 62.102% con respecto a la energía anual disponible, según el método de distribución de Weibull, mientras que usando el método de Rayleigh es el 41.476%, como se puede observar, la diferencia se debe a que el método de distribución de Rayleigh parte de una aproximación de los parámetros de forma y escala, mientras que en el método de distribución de Weibull se calcula dichos parámetros.

Patricio A. Astudillo Salinas, (Cuenca 1985). Ingeniero Eléc-

trico Graduado en la Universidad de Cuenca en el mes de Octubre de 2012; Actualmente se encuentra buscando una Maestría en Energías Renovables.

Como punto favorable a la distribución de Rayleigh se puede mencionar su facilidad de aplicación, en comparación a la distribución de Weibull, que en algunos casos puede presentar dificultad el cálculo de los parámetros de forma y escala.

BIBLIOGRAFÍA:

18

[1]. DANISH WIND INDUSTRY ASSOCIATION. [Online] [Cited: Agosto 15, 2012.] www.windpower.org. [2]. Fernández Díez, Pedro. ENERGÍA EÓLICA. Catabria : s.n. [3]. Creus Solé, Antonio. Aerogeneradores. s.l. : CEYSA, 2008. [4]. Villarrubia, Miguel. ENERGÍA EÓLICA. Barcelona (España) : Ceac, 2004. [5]. Palacio Palacio, Luis Hernando. La Cultura de Confiabilidad. Cálculo de los parámetros de la distribución de Weibull. [Online] [Cited: Agosto 22, 2012.] http://confiabilidad.net/articulos/ calculo-de-los-parametros-de-la-distribucion-de-weibull/. [6]. UNIDAD DE PLANIFICACION MINERO ENERGÉTICO. Formulación de un programa básico de normalización para aplicaciones de energías alternativas y difusion. Bogotá : s.n., 2003. [7]. Orellana, Liliana. Regresión lineal simple. 2008. [8]. La Cal Herrera, José A. Energía Eólica En Sierra Mágica. [9]. Mata Mata, Hamlet. Medidas de Posicion. Ayacucho : s.n. [10]. Gómez de León, Félix Cesáreo. Tecnología del Mantenimiento Industrial. Murcia : s.n.

REVISIÓN Y CORRECCIÓN: ANTONIO BARRAGÁN ESCANDÓN. TUTOR DE PROYECTO DE GRADUACIÓN. UNIVERSIDAD DE CUENCA.


19


Desarrollo de un mĂłdulo para la estimaciĂłn espacial de la demanda elĂŠctrica, para la ayuda en la toma de decisiones en la fase de planeaciĂłn de la distribuciĂłn y transmisiĂłn

RESUMEN Se presenta en este trabajo un modelo para el calculo de la previsión de la demanda elÊctrica a largo plazo, el mismo que permite determinar donde y cuanto crecerå la misma por medio de micro åreas, mediante geo procesamiento se consideran factores como grado de restricción a la construcción, uso y pendiente del suelo y cercanía al centro de la ciudad. Se realizaron todos los scripts mediante Python permitiÊndoles ejecutarse en el Software ARCMAP. Palabras clave—Previsión de la demanda, Geo procesamiento, Micro åreas, ARCMAP

I. INTRODUCCIĂ“N

20

Con el uso adecuado de la tecnologĂ­a SIG se puede determinar futuras expansiones de una manera eficaz considerando factores claves como hidrologĂ­a, calles y ubicaciĂłn actual de clientes, transformadores y subestaciones, logrando asĂ­ planificar los SED de una manera optima y permitiendo a la vez una mejor valoraciĂłn econĂłmica. Los SIG permiten gestionar la complejidad de los mĂŠtodos para previsiĂłn de la demanda permitiendo al usuario una mejor comprensiĂłn y anĂĄlisis. La previsiĂłn espacial de la demanda elĂŠctrica a largo plazo [1], pronostica la magnitud de la demanda (cuĂĄnto), asĂ­ como su localizaciĂłn en el espacio (dĂłnde) y en el tiempo (cuĂĄndo). Es sumamente importante conseguir una buena previsiĂłn de la demanda energĂŠtica ya que los problemas de sobre capacidad de generaciĂłn, o por el contrario de demanda no cubierta pueden tener costes muy elevados, no sĂłlo en las inversiones de las distribuidoras, sino tambiĂŠn en la calidad del servicio que percibe el cliente. Sumado a lo anterior no hay que olvidar el prolongado perĂ­odo de tiempo necesario para la planificaciĂłn y puesta en servicio de una central elĂŠctrica. D. Morales pertenece a Electro Generadora del Austro, ELECAUSTRO S.A.en Cuenca, Ecuador (e-mail: dmorales@elecaustro.com.ec ).

20

II. CĂ LCULO DE LA PREVISIĂ“N DE DEMANDA ELÉCTRICA Los mĂŠtodos utilizados en la estimaciĂłn espacial de la demanda consideran el uso del suelo como la variable mĂĄs importante, con sus diversos factores como grado de cercanĂ­a al centro, restricciĂłn al crecimiento, pendiente, ĂĄreas excluidas como aeropuertos y terminales entre otros, cada factor considerado debe ser ponderado y la suma de todos los pesos debe ser igual al 100%. Adicionalmente es necesario disponer de datos histĂłricos de consumo elĂŠctrico residencial y comercial asĂ­ como censos poblacionales y de comercios. Para calcular el crecimiento poblacional es utilizada la curva Gompertz o curva S, mientras que para el crecimiento de nĂşmero de comercios basta con una regresiĂłn lineal. El ĂĄrea de estudio fue dividida en micro ĂĄreas para calcular un Ă­ndice de acogida, tambiĂŠn es necesario disponer de una base de datos de consumo de una empresa distribuidora de electricidad. A continuaciĂłn se presentan las formulas necesarias para el calculo de la previsiĂłn de demanda elĂŠctrica, La curva Gompertz (1) determina el numero de habitantes estimados en n aĂąos. El Ă­ndice de acogida (2) representa la capacidad que tiene cada micro ĂĄrea para acoger a nuevos habitantes, con las ecuaciones 3 y 4 podemos calcular la estimaciĂłn de crecimiento poblacional y comercial respectivamente. Las ecuaciones 5-7 permiten obtener la previsiĂłn de demanda elĂŠctrica en cada micro ĂĄrea. đ?‘Śđ?‘Ś đ?‘Ąđ?‘Ą = đ?‘Žđ?‘Ž ∗ đ?‘’đ?‘’ !!

!!(!!∆!)

(1)

!!! !!! !!! đ??źđ??źđ??źđ??ź!!!! =  đ?›źđ?›ź1 ∗ đ??šđ??š!! + đ?›źđ?›ź2 ∗ đ??šđ??š!! + đ?›źđ?›ź3 ∗ đ??šđ??š!! !!! P!!!! = P!! + (IA!!! ∗ ∆P!"#$%" !

3)

(2)


C!!!! = A! ∗ x + B!

LC!!!! =

LP!!!! =

LC!! ∗ C!!!! C!!

LP!! ∗ P!!!! P!!

= LC!!!! + LP!!!! L!!! !

(4) (5) (6) (7)

Donde:

a = Horizonte de Saturación c = Tasa de crecimiento ∆t = Rampa de tiempo. α = es la ponderación de cada factor F!"!!! = factores considerados para el índice de acogida P!!!! = Población Futura por micro áreas P!! = Población base por micro áreas IA!!! = Índice de acogida ! !!! ∆P!"#$%" = = Crecimiento global de población LC!! = = Demanda Comercial base C!!!! = = Comercios futuros C!! = = Comercios actuales LC!!!! == Demanda Comercial futura LP!! = = Demanda Residencial base P!!!! = = Población futura P!! = = Población actual LP!!!! == Demanda residencial futura L!!! = Demanda proyectada en cada micro área. !

Figura 1. División del área de estudio en micro áreas

IV. GEOPROCESAMIENTO Para automatizar todos los procesos involucrados en el cálculo fue necesario construir scripts en el compilador Python y dotar a los mismos con la característica para ser ejecutados desde ARCGIS a manera de una caja de herramientas, para tal efecto es necesario contar con una licencia ARCINFO que permita usar las herramientas CLIP, ERASE, SPATIAL JOIN, MERGE, etc. Luego mediante el compilador estas herramientas son colocadas dentro de bucles y personalizadas según la necesidad de cálculo para obtener finalmente la previsión espacial. En la figura 3 se aprecia el esquema del modulo final.

III. MODELO DE DATOS Debido a la gran cantidad de información a manejar se vuelve una prioridad construir un modelo de datos que permita entender el flujo de información adecuadamente, además este modelo servirá de guía para la construcción de los scripts necesarios y para definir los componentes de todo el modulo de previsión de la demanda eléctrica. Todo el análisis comienza con el cálculo del número total de habitantes estimados en el área de estudio para luego dividir el área de estudio en micro áreas como se puede apreciar en la Figura 1, en las cuales se realizaran todos los cálculos mencionados.

21

Figura 2 – Modulo integrado en ARCGIS


CARTOGRAFI A

Uso de  Suelo Pendiente  del  suelo Grado  de   comunicación Restricción  al   crecimiento

MODULO DE   ANALISIS  DEL   SUELO

INDICE DE   ACOGIDA

POBLACION BASE TIEMPO TASA  DE  CRECIMIENTO   HORIZONTE  DE   SATURACION  

MODULO DE   CALCULO  DE   POBLACION

POBLACION COMERCIAL   HISTORICA

MODULO DE   CALCULO  DE   COMERCIOS   FUTUROS

*

AUMENTO DE   POBLACION

+ AUMENTO DE   COMERCIOS

MICROAREAS CON  POTENCIA   ESTIMADA

MODULO DE   AGREGACION  

MAPA FINAL  DE   PREVISION  DE   CARGA  

MODULO DE  ASIGNACION MICRO   AREAS   CLIENTES  RESIDENCIALES   CON  POTENCIA   CLIENTES  COMERCIALES   CON  POTENCIA  

MODULO DE   CALCULO  DE   DEMANDA  BASE

POTENCIA EN   CADA  MICRO   AREA

Figura 3. Modelado para el cálculo de la previsión de demanda eléctrica.

V. RESULTADOS

VI. CONCLUSIONES

Se calculó el crecimiento de la demanda de energía para 4 años en la zona urbana de la ciudad de Cuenca, considerando como año base el 2008, se definió un horizonte de 400000 habitantes, una tasa de crecimiento de 0,2 y una rampa de tiempo de 10 años. Se utilizo cartografía y base de datos de promedio de consumos residenciales y comerciales, además de datos de censos obtenidos del INEC.

El uso de los sistemas geográficos de información en la proyección de carga espacial representa una ventaja considerable con respecto a otros métodos, ya que permite incluir en el análisis el uso del suelo para así asignar la demanda proyectada en lugares reales y disponibles. La aplicación desarrollada es flexible y puede ser escalada con facilidad, además la construcción del modulo permite realizar comparaciones entre distintos escenarios, los resultados pueden variar en gran magnitud en función de las ponderaciones que se den a cada factor

Los resultados muestran que existe un crecimiento de demanda energética del 4,5%, el valor de crecimiento varia en un rango que va desde 7,54 hasta los 11457 KWh. La grafica muestra al centro urbano dividido en pequeñas áreas de 1km2 en donde se puede ver que el mayor crecimiento se da en las zonas bajas del centro de la ciudad, además se nota claramente el poco crecimiento en la periferia.

22

Figura 4. Demanda Proyectada al 2012

Se puede concluir que el aumento de la demanda de electricidad estimado está en función de la capacidad que tiene cada pequeña área para recibir a nuevos habitantes, es decir a mayor índice de acogida mayor crecimiento. Se recomienda para futuros estudios establecer un procedimiento para tratar con áreas con consumo cero además de realizar un estudio previo para determinar el peso de cada factor de ponderación. Se sugiere la creación de módulos adicionales para normalizar crecimientos de carga y presentación de mapas, así como también realizar los análisis SIG del uso del suelo en formato raster para así mejorar el tiempo de respuesta y optimizar el proceso con tablas de adyacencia. Para aumentar el grado de confiabilidad en los resultados la información catastral debería estar completamente categorizada es decir tener totalmente identificado cada uso de suelo.


VII. REFERENCIAS [1] WILLIS H. Lee: “Spatial Electric Load Forecasting”, MARCEL DEKKER, INC., 1996

[2] HONG Tao: “Long-Term Spatial Load Forecasting Using Human-Machine Co-construct Intelligence Framework” Tesis de Grado, North Carolina State University, Raleigh, North Carolina Oct. 2008

Estudio “Usos Finales de la Energía por subsectores” a cargo del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable en 2009, docente de Instalaciones Eléctricas y Automatismos en el Colegio Técnico Salesiano en el 2010.Desde 2010 pertenece a la Dirección de Producción de la empresa de generación Electro Generadora del Austro en Ecuador. Sus áreas de interés son los Sistemas de Información Geográficos, Administración y planificación de sistemas de energía eléctrica, Control y Sistemas SCADA.

[3] ZABALZA Ignacio, DOMÍNGUEZ José Antonio, BERNAL José

Luis, YUSTA José María: “Aplicación de los SIG a la previsión de demanda eléctrica” Dpto. de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Zaragoza

[4] GARRIDO Alejandro: “Modelo de previsión geográfico y tem-

poral de la demanda eléctrica” Tesis de Grado. Universidad Pontificia Comillas de Madrid. Madrid. 2001

[5] Lin W.-M., Tsay M.-T., Wu S.-W., “Application of geographic

information system to distribution information support”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 11, No. 1, pp. 190-197, February 1995.

[6] OLIVEIRA Pablo, Planificación a largo plazo usando SIG, Universidad Simón Bolívar, Curso Dictado en la universidad de Cuenca ,2009

VINUESA J., ZAMORA F., GÉNOVA R., SERRANO P., RECAÑO J., “Demografía. Análisis de proyecciones”, Editorial Síntesis, D.L., pp. 358, 1994. PECO GONZALES Jesús Pascual. “Modelo de Cobertura Geográfica de una red de distribución de energía eléctrica”. Tesis de Grado. Universidad Pontificia Comillas de Madrid. Madrid. 2001

VIII. BIOGRAFÍA Diego Morales obtuvo el Título de Ingeniero Eléctrico en la Universidad Politécnica Salesiana Sede Cuenca en 2009, el Diploma Superior en Emprendimiento e Innovación en la Universidad de Cuenca en 2010 y el grado de Master en Sistemas Geográficos de Información en la Universidad San Francisco de Quito en 2012. Fue operario GIS en la Empresa Eléctrica Regional Centrosur hasta 2008. Colaboro como miembro del Grupo operativo en el

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Tecnología y Telecomunicaciones al servicio de la seguridad Alvarado Bravo Javier Estuardo jalvaradobravo@hotmail.com Gestión de Proyectos de Telecomunicaciones, Facultad de Postgrados, Universidad Politécnica Salesiana

RESUMEN En la actualidad la seguridad es un tema muy tratado por los estados latinoamericanos, muchos candidatos basan su campaña en ofrecer seguridad para sus gobernantes, la tecnología al servicio de la seguridad ha evolucionado a un ritmo agigantado en pocos años y tanto el sector público como privado ha visto en esta como su mejor herramienta y defensa ante la inseguridad diaria. La video vigilancia ha ido evolucionando con las telecomunicaciones, a tal punto de hoy en día poder tener control visual de cualquier espacio físico en nuestro teléfono celular, tableta, computador o cualquier dispositivo inteligente conectado a internet.

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II. TECNOLOGÍAS CCTV o Circuito cerrado de Televisión como se le conoce brinda al usuario dos tipos de tecnología

1. Analógico 2. Basado en Redes IP A. Tecnología Analógica Este sistema está presente desde los años 40 y desde su creación a la fecha han ido evolucionando y son los sistemas más utilizados debido a sus costos bajos y variedad de modelos y marcas. Las cámaras analógicas usan un sensor de imagen para la captura de señales análogas que luego son procesadas en imágenes y estas a su vez transmitidas a través de cable hacia un equipo de almacenamiento y monitoreo.

Como funcionan estos sistemas, sus tipos, como elegir la mejor opción y sus avances tecnológicos son temas tratados a continuación.

Este equipo, Digital Video Recorder DVR es el encargado de recibir estas imágenes codificarlas y almacenarlas en su disco duro. La calidad de video en este sistema se mide en líneas de televisión TVL considerando como alta resolución mínimo 500tvl.

I. INTRODUCCIÓN

b. Tecnología IP

La seguridad electrónica en el presupuesto anual de gastos publicado por el ministerio de finanzas bordea los $33.843.006,39 dólares.

Esta tecnología nació en los años 90, cámaras IP al igual que análogas poseen sensor de imagen analógica las cuales son procedas internamente por la cámara y transmitidas a través de una red Ethernet a un servidor o un NVR.

Si bien el gobierno fue el primero en implementar estos sistemas dentro de sus entidades y luego a espacios públicos, sus ventajas y principalmente el abaratamiento de sus costos ha permitido hoy en día que un propietario de cualquier negocio, empresa o residencia pueda costearse este servicio y tomarlo como una necesidad para sus actividades cotidianas.

El servidor usado para el almacenamiento y monitoreo dispondrá de un software desarrollado por el fabricante o en el caso de un NVR Network Video Recorder los cuales almacenaran la información recibidas por las cámaras. La calidad de video en este sistema se mide en pixeles.


III. TIPOS DE CÁMARAS

VI. COMPRESIÓN DE VIDEO

Interiores.- Son todas aquellas que por su tamaño y estética

El estándar actualmente usado para video es H.264 la cual brinda una excelente calidad y compresión de video, lo cual es muy útil hoy en día para su transmisión en internet.

Exteriores.- Este tipo de cámaras cumplen norma IP66 del estándar internacional IEC 60529, esta normativa garantiza que cámaras estén protegidas de polvo y chorros de agua a gran presión.

Esta compresión ayuda al monitoreo remoto de nuestras cámaras ocupando menos ancho de banda y por ende una visualización robotizada a lo mínimo.

pueden ser instaladas en el interior de un espacio siempre protegidas de agua y a temperaturas no extremas.

Tanto en tecnología análoga como en IP disponemos de estos tipos de cámaras y en diferentes modelos ya sean domos o tubos. Ocultas.- Generalmente se encuentran en cámaras análogas las cuales van escondidas dentro de sensores de movimiento, humo incluso en espejos, generalmente incluyen audio y no disponen de muy buena resolución pero son ideales para pasar desapercibidas.

PTZ.- Pan Tilt Zoom por sus siglas en inglés son cámaras que

disponen de movimiento Horizontal, Vertical y Zoom donde el operador puede disponer del movimiento de estas a su necesidad o bajo una programación predefinida.

En el sistema análogo el equipo DVR es el encargado de comprimir las imágenes recibidas en el formato que este maneje, en cambio, en un sistema IP la cámara es la encargada de realizar esta compresión y transmitir esta información hacia la red ethernet.

VII. SISTEMA IP VS ANÁLOGO Si bien los dos sistemas son muy parecidos en su funcionamiento, cada tecnología tiene su ventaja en respecto a la otra, por lo que a la hora de decidirse por un sistema se debe considerar los siguientes puntos para tener una elección más acertada.

Resolución.- Cámaras IP pueden obtener imágenes mucho IV. VISIÓN NOCTURNA

más altas.

La visión nocturna es una característica primordial a la hora de elegir un tipo de cámara para nuestro sistema de CCTV, en la actualidad las cámaras vienen incorporadas con sistema de infrarrojos los cuales se encienden al detectar carencia de luz sea esta natural o artificial, pero también existen algunos modelos de cámaras que sin tener infrarrojos tienen una muy buena visión en ausencia de luz, estas características vienen detalladas en las especificaciones de cada equipo en donde nos da el mínimo de lux necesario para obtener un video utilizable.

Cuadros Perdidos.- Cámaras análogas reduce al mínimo la perdida de imágenes y se reduce al mínimo la visualización con retraso.

V. WDR

POE.- Power over Ethernet es decir, alimentación a través de ethernet, permite que la alimentación de energía de la cámara se la haga a través del mismo cable de conexión de red en cámaras IP.

Este sistema actualmente usado por la mayoría de fabricantes de cámaras permite regular el brillo de una imagen que contenga varios contrastes de brillo, es decir, si tenemos una imagen con una área muy oscura y otra área con una imagen muy clara el sistema WDR ajustará esta escena de tal manera que se obtenga una imagen con un brillo uniforme.

Cableado.- Cámaras IP pueden utilizar una red existente. Recursos Hardware.- Cámaras análogas al utilizar un equipo

DVR independiente brindamos más recursos para la codificación de video.

Iluminación.- Cámaras análogas permiten una mejor visuali-

zación en diferentes condiciones de iluminación, además estas cámaras disponen de infrarrojos más potentes y en mayor número.

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Redundancia.- Equipos NVR para cámaras IP permiten la redundancia de información dependiendo del número de discos duros instalados.

Distancia.- Cámaras análogas pueden llegar a más de 2km con el uso de amplificadores activos.

Respaldo Interno.- Cámaras IP en algunos modelos tienen incorporado una slot para memorias sd en las cuales se puede configurar para el almacenamiento de video en dichas tarjetas. Mantenimiento.- Cámaras análogas al ser menos complejas en su estructura no requieren de administradores con altos conocimientos de redes o computación. Transmisión Inalámbricas.- Cámaras IP varios modelos vie-

nen con conexión inalámbrica, estas cámaras vienen con una antena incorporada para enlace a redes wireless, y también a cualquier cámara IP se puede conectar una antena de transmisión inalámbrica para su enlace a otro punto.

Compatibilidad.- Cámaras análogas se pueden conectar a un

DVR sin importar su marca, esto no sucede con cámaras IP en donde el software o NVR debe soportar la marca y el modelo de cámara a instalar.

Escalabilidad.- Al necesitar más cámaras dentro de un sistema

en la tecnología IP basta con agregar la nueva cámara a la red en cambio, en tecnología análoga se debería primero revisar la disponibilidad de canales del DVR.

Costo.- La tecnología Análoga es más económica sobre todo

en proyectos grandes, cámaras IP al ser una tecnología relativamente nueva sus costos son elevados pero con el tiempo esto se verá reducido y cada vez se tendrá más variedad.

VIII. TRANSMISIÓN Y MONITOREO REMOTO

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Los sistemas de CCTV han ido a la par con las telecomunicaciones por lo que hoy en día cualquier sistema de grabación sea este DVR o NVR cuenta con su interfaz Ethernet la cual permite conectar nuestro equipo a la red, sea local o a internet para su monitoreo y respaldo de grabaciones a través de cualquier computador, tableta o teléfono inteligente, para esto basta la instalación del software de la marca del equipo o vía web server usando nuestro navegador favorito.

Entre las varias configuraciones que podemos dar a estos equipos esta el envío de correo electrónico de una cámara IP o de un DVR al momento que estos detecten movimiento en su área de visión, este correo será enviado al destinatario ya sea con la foto o segundos de video desde el instante mismo de la detección de movimiento además de que estos equipos cuentan con salidas de eventos con lo cual podemos hacer sonar una alarma o la llamada a la central de nuestro servicio de asistencia armada.


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Prioridades y Proyectos del INER sobre Eficiencia Energética

Los objetivos del INER son: fomentar la investigación científica y tecnológica, la innovación, difusión del conocimiento; el desarrollo y uso de prácticas tecnológicas no contaminantes de bajo impacto, así como promocionar una mayor participación de energías renovables sostenibles en la matriz energética de Ecuador. Con base en estos principios, en pocas palabras ¿puede indicarnos la Hoja de Ruta prevista por el INER en el futuro cercano?

cipalmente en cambiar luminarias de baja eficiencia por otras mejores.

El Plan Estratégico 2012-2021 del Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energías Renovables – INER, que fue aprobado por el Directorio, presidido por el ministro Dr. Esteban Albornoz, contempla los hitos principales que se espera cumplir. En el corto plazo estamos en la etapa de estructuración administrativa, financiera y técnica; el INER viene realizando talleres mensuales sobre temas específicos, para difundir conocimientos; y, estamos iniciando 10 proyectos de investigación, ya validados por el MEER, MICSE, SENESCYT y SENPLADES.

¿Requiere el sector eléctrico de especialistas en Eficiencia Energética?, ¿Considera necesario formar profesionales a nivel de especialistas en esta área de gestión?, ¿Qué papel juega y cuáles son las estrategias previstas por el INER en relación a este tema?

¿A su criterio, cuales son las nuevas funciones del INER que no están contempladas en las de la Subsecretaría de Eficiencia Energética y Energía Renovable? La investigación científica y tecnológica, la innovación y la difusión del conocimiento, en lo referente a Eficiencia Energética y Energías Renovables, son tareas asignadas al instituto, mediante decreto ejecutivo que lo creó. El INER complementa la gestión de la SEERE del MEER.

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Conocemos que hay un emprendimiento del BID para mejorar la eficiencia en alumbrado público, ¿puede usted indicarnos el alcance de esta iniciativa? El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable – MEER, por medio de la Subsecretaría de Eficiencia Energética y Energía Renovable – SEERE, viene ejecutando una serie de proyectos, con base en las políticas definidas por el Ministerio. Algunos de esos proyectos son financiados parcialmente por entidades internacionales o por las empresas eléctricas públicas; y consisten prin-

El INER realizó en febrero de 2013, en Cuenca, un Taller Internacional sobre eficiencia Energética en los sistemas de alumbrado público; y, está tramitando un convenio con la Universidad de Tucumán-Argentina, para desarrollar investigación y difusión en ese campo.

Efectivamente, el Ecuador necesita profesionales con maestrías y doctorados en Eficiencia Energética, no solo en el sector eléctrico, sino también en edificación, transporte, industria y otros campos. La SENESCYT está haciendo una excelente labor mediante becas para estudios de post grado en países más desarrollados. El INER está ya realizando eventos mensuales de difusión, viene firmando convenios de cooperación con institutos similares y universidades, y está participando en redes científicas internacionales, que agrupan a centros de investigación, universidades y especialistas. ¿Cuál es el papel de los gremios de profesionales en relación a la Eficiencia Energética y cómo pueden apoyar a la consecución de los objetivos que se han definido a nivel país?; ¿De igual manera, cuál es el rol de las universidades en este tema? Todos los colegios profesionales deberían fomentar entre sus agremiados, preceptos básicos de Eficiencia Energética, uso racional de los distintos recursos naturales y disminución de la huella ecológica que dejamos los seres humanos en el planeta. Especial papel deben desempeñar los gremios y facultades universitarias, relacionados con la energía, como son los especialistas en electricidad, mecánica, industria, química, agronomía,


petróleos, geología, etc. El directorio del INER definió como una de las políticas institucionales, que la investigación se realice en coordinación con las universidades y otras entidades relacionadas con la eficiencia energética y las energías renovables. Los proyectos hidroeléctricos que están en plena etapa de desarrollo, producirán energía eléctrica limpia, que permitirá emprender proyectos como el de cocinas de inducción en reemplazo del gas doméstico. También están ejecutándose proyectos como el cambio de artefactos de uso doméstico por otros eficientes (Plan RENOVA). Aparte de estas plausibles iniciativas, ¿Qué otros proyectos similares se ejecutarán en un futuro cercano?, ¿Cuáles son los principales proyectos de Eficiencia Energética que ha emprendido el MEER durante los últimos años?, ¿Qué relación tienen estos proyectos con el INER? El directorio del INER es presidido por el Ministro de Electricidad y Energía Renovable e integrado por el Secretario Nacional de Educación Superior, Ciencia, Tecnología e Innovación y por un delegado del Presidente de la República. Ese directorio definió como prioridades de investigación las siguientes: • En Eficiencia Energética: transporte, edificaciones, industria y alumbrado público; y, • En Energía Renovable: solar, biomasa, geotermia y eólica. Sobre esa base, el INER recibió la aprobación de SENESCYT y SENPLADES para investigaciones concretas, especialmente en temas de biomasa, geotermia, eólica, transporte y edificaciones. A la vez, el INER acompañará los estudios que ya ha iniciado el MEER, en temas de: Eficiencia Energética en industria y alumbrado público; y, en cuanto a evaluación de los recursos solar y eólico. Como se conoce, las energías renovables como la eólica, fotovoltaica, biomasa, mini y micro hidro, etc., son proyectos cuyo costo por kWh generado es mucho mayor que el de los grandes proyectos hidroeléctricos. ¿Qué sentido tiene hablar de promoción de energías renovables, cuando se sabe que no podrán competir con los bajos costos de los grandes proyectos que se están ejecutando? Lo que ocurre es que no se debe comparar solo los costos directos de inversión, operación y mantenimiento en la producción y distribución de la energía en todas sus formas, sino que es necesario internalizar los costos sociales y ambientales de las

tecnologías convencionales. El mejor ejemplo es en los combustibles derivados de petróleo, en donde no solo debería considerarse los costos de extracción, refinación, transporte y comercialización, sino los efectos especialmente ambientales, que deberían traducirse en valores económicos. Además, la tendencia mundial es que, sin perjuicio de la fundamental importancia de contar con grandes plantas electro generadoras muy eficientes y con fuentes renovables, se disponga de numerosos sistemas de “generación distribuida”, que aprovechen las fuentes energéticas locales, ojalá en cada edificación, para que auto abastezcan parte de los requerimientos y entreguen eventuales excedentes horarios a la “red inteligente”. ¿Cómo se puede aportar al cambio de la matriz energética del Ecuador desde el punto de vista eléctrico, cuando se sabe que una gran parte de lo que se debe cambiar es la energía utilizada en el transporte de personas, bienes y servicios? Justamente, por ser el transporte el que demanda más del 50% de la energía total del Ecuador, el INER se ha fijado como una de sus prioridades la investigación en ese campo, para proveer de insumos, basados en investigación científica, para que los ministerios relacionados emitan políticas y definan proyectos físicos, que impulsen las obras de transporte masivo y eficiente, tanto en las principales ciudades del país, como para el transporte de pasajeros y carga en las rutas interprovinciales e internacionales. Más aún cuando los desarrollos tecnológicos de vehículos eléctricos y con celdas de combustible, así como los programas de movilidad ecológica urbana, revolucionarán totalmente los actuales sistemas de transporte y modificarán sustancialmente la matriz de consumo eléctrico y energético en general.

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De las Aulas al ejercicio profesional Juan L. Espinoza

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Hace unos días recibí la gentil invitación del Presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos del Azuay para participar en la edición No. 22 de la Revista del CIEELA. La participación solicitada se refería a un artículo sobre “vivencias y experiencias enfocadas a la evolución de su profesión desde sus inicios y anécdotas estudiantiles hasta los momentos actuales”. En números anteriores de la revista del CIEELA había ya leído algunos artículos relacionados al tema, escrito por destacados colegas, por lo que no vi mayor problema en escribir algo similar. Sin embargo, me ha generado un problema casi existencial el hecho de que me pidan hablar de “vivencias y experiencias”, pues la experiencia se gana con los años y concluí, espero erróneamente, que estos artículos los piden a quienes tienen los años “bien ganados”. Y de las vivencias, bueno, para hablar en términos gerenciales: la vida es un cúmulo de decisiones (buenas o malas) que se toman en determinado momento y cuyas consecuencias llegan, tarde o temprano, pero llegan, y generalmente para cambiar esa trayectoria o ruta de vida trazada inicialmente. En todo caso, es siempre un placer colaborar con el Colegio y las líneas escritas a continuación buscan relatar una historia corta de alguien que antes de entrar en la Universidad no descartaba el sacerdocio y que, paradójicamente, gracias a un retiro espiritual en el oriente ecuatoriano, cuando cursaba el sexto curso del Técnico Salesiano, decidió ir por la línea dura de la ciencia: la ingeniería. Buena decisión… Como creo debe haber ocurrido con la mayoría de colegas, los estudios en la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la U. de Cuenca, eran exigentes y no fue fácil superar los escollos académicos, al menos en los primeros años. Supongo que a la etapa normal de adaptación a la universidad se sumaban la política, la novia, los panas, el deporte, las fiestas, en fin, un sinnúmero de actividades extracurriculares que si bien complicaban la vida de un estudiante, eran requisitos indispensables para ser un verdadero “alfa-beta” y no un “lambda-lambda”, nombre último con el que cariñosamente llamábamos a compañeros que dedicaban su vida al estudio, evitando caer en tentaciones mundanas. Ciertamente, dada la pasión que se le puso a la política universitaria, tuve el honor de ser presidente de la Asociación Escuela de Ingeniería Eléctrica por dos períodos. Recuerdo que, como dirigente estudiantil, alguna vez tuve una mala nota con un recordado profesor quien, obviamente delante de todos los compañeros, me recriminó diciendo que a la Universidad se viene a estudiar y no ha dedicarse a la política ni a las novias. Por suerte, no repitió ese discurso en la ceremonia de mi boda, a la que asistió como invitado especial.

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Desde 1993, año en que obtuve el título de ingeniero, tuve la oportunidad de trabajar ejerciendo la profesión, particularmente en diseño y construcción de redes eléctricas. En 1996 se presentó la oportunidad de colaborar en un interesante proyecto de eficiencia energética en el Centro Cerámico Cuenca, proyecto liderado por un excelente profesional y maravilloso ser humano, que desafortunadamente ya no está entre nosotros, Carlos Vintimilla Moscoso. Con Carlos comprendí que el ingeniero eléctrico tiene un campo muy amplio para desarrollarse profesionalmente. Es así que en 1997 decidí realizar una Maestría en Energía y Ambiente dentro de un Programa que la Universidad de Calgary-Canadá y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) mantenían en la sede de esta última, en la capital ecuatoriana (actualmente esa maestría se dicta en la Universidad San Francisco de Quito). Un par de años después de concluir la maestría, fui invitado por uno de los profesores canadienses a ser su estudiante de doctorado. Confieso que nunca estuvo en mis planes llegar al Ph.D. (Philosophy Doctor) pero una beca asegurada por al menos tres años y situaciones coyunturales a nivel familiar hicieron que tome la decisión de viajar al Canadá, junto con mi esposa y (en ese entonces) único hijo. Para quien pudiera estar interesado en mi doctorado, se trata de una doble especialidad en Desarrollo Sustentable/Gestión Ambiental y Estrategia. El tema de investigación estuvo relacionado con las Energías Renovables (industria eólica) y el Desarrollo Sustentable. A pesar de lo largo que puede ser la carrera para obtener el Ph.D. (cuatro, cinco años o más) y lo complicado de escribir una tesis doctoral, esa experiencia me permitió combinar aspectos de la ingeniería con aquellos relacionados a la gestión, el desarrollo sustentable y la estrategia. Con satisfacción (y algo de alivio) puedo afirmar que haber tomado la decisión de ir a estudiar en el Canadá, y acompañado de la familia, fue lo correcto.

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De vuelta al Ecuador en el 2004, fui invitado a colaborar en el equipo del recientemente electo (en ese entonces) Alcalde de Cuenca, Marcelo Cabrera. De Enero de 2005 a Julio de 2009, trabajé como Director Ejecutivo de la Comisión de Gestión Ambiental (CGA). En ese período pude aplicar los conocimientos adquiridos en los posgrados y tratar “cara a cara”, con muchos conciudadanos, los problemas socio-ambientales de Cuenca. Gracias a la apertura de Marcelo pude combinar mi trabajo en la Municipalidad con la cátedra universitaria, primero en la UPS y luego en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Cuenca, donde actualmente soy profesor principal.

En julio de 2009, un querido amigo, colega y ex presidente del CIEELA, Esteban Albornoz, fue nombrado Ministro de Electricidad, y gentilmente me invitó a colaborarle como Subsecretario de Energía Renovable y Eficiencia Energética. Si bien nuestra permanencia en el Ministerio duró poco, por razones conocidas por todos, la capacidad y conocimiento del sector eléctrico por parte de Esteban, hizo que el Presidente lo reintegre como Ministro un año después de su salida. Otra vez, una buena decisión, esta vez para bien del país. Desde Abril de 2010 he tenido la oportunidad de colaborar en CELEC E.P.-Hidropaute, primero en la Unidad de Gestión Ambiental y Responsabilidad Social y, desde el 1 de febrero de 2011, en la Gerencia de la Empresa. El arduo trabajo en Hidropaute, cuyo staff profesional es realmente de primera, me ha traído de vuelta al sector eléctrico, lo cual me ha permitido reencontrarme con colegas y amigos, muchos de ellos miembros de nuestro querido CIEELA.


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Iluminación del Estadio de Azogues “ Jorge Andrade Cantos”

Pacheco Juca Wilson Juan Gerente de LAMPARLUX juanpacheco@lamparlux.com

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Lamparlux una empresa local que brinda el servicio de asesoría en iluminación y productos innovadores en áreas internas. Basados en 40 años de experiencia, en el año 2007 se implementa el área de iluminación de espacios grandes brindando a los profesionales del Ecuador una alternativa en productos y calidad. Trabajamos con diferentes marcas de luminarias ya que nuestro objetivo principal es brindar soluciones de iluminación a nuestros clientes, acoplándonos a sus requerimientos. Es así que para este proyecto se colocó luminarias de la multinacional General Electric para el Estadio Municipal de Azogues “Jorge Andrade Cantos”.

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Figura 1. Estadio “Jorge Andrade Cantos” (Azogues)


General Electric como pionera en iluminación de áreas deportivas, personaliza sus productos de acuerdo a los requerimientos de cada estadio, considerando su situación geográfica, estilo arquitectónico, etc. De esta manera se fabricó los proyectores actualmente instalados, luego de un previo estudio, lo cual optimizo el nivel lumínico llegando a los 1000 luxes en promedio, valor exigido de acuerdo a la clasificación del estadio “Jorge Andrade Cantos”. La iluminación actual del estadio permitirá realizar juegos de primera categoría en el horario nocturno, brindando la iluminación óptima tanto para los jugadores, espectadores y televidentes. Además cubre con todos los requerimientos para la transmisión en High Definition. Para total seguridad se realizaron pruebas preliminares en las torres. Se cuadriculo toda la cancha ya que cada luminaria tenía que ser colocada en su ángulo y posición exacta para cubrir con los luxes necesarios. El proyector cuenta con una potencia de 1500W, un balasto autorregulado, una visera especial que le permite dirigir la luz al punto objetivo. Un nivel de hermeticidad correspondiente a IP65 y una resistencia a choque de IK 08. La luminaria tiene una garantía de 5 años y su bombilla (1500W GE) de 2 años. La vida útil de las luminarias corresponde a 10 años, tomando en consideración los avances tecnológicos que se dan tanto en el campo de la iluminación como dentro del área de la transmisión televisiva.

Figura 2. Proyector 1500W IP65 / IK08

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Alta Disponibilidad de Energía: Inversores vs UPS

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En la sombra de los equipos que conforman las telecomunicaciones encontramos a los sistemas de energía AC y DC; siendo estos la base sobre la cual se soportan los demás equipos deberían ser los primeros en dimensionarse, tanto en el aspecto técnico como en el económico. En la actualidad la “Alta disponibilidad” llega a ser obligatoria al contar con equipos de doble fuente A-B. Para lo cual es importante la arquitectura de red que se utilice.

Dentro del proceso de diseño del sistema de energía debemos decidir el equipo que nos asegure el suministro de AC para lo cual tenemos dos opciones:

• Inversores de alta eficiencia • UPS de sinusoidal pura

Uno de los criterios técnicos para decidir el equipo a adquirir es el porcentaje de cargas en AC y DC que conformarán el sistema. Si las cargas en AC superan el 70% del total de equipos, la mejor decisión es un UPS especializado que nos entregue sinusoidal pura; pero si no tenemos esa cantidad de cargas en AC , la opción es Inversores de alta eficiencia que nos permiten aprovechar la infraestructura DC existente (rectificador + baterias). Ing. Juan Ávila León SISTEMAS DE ENERGÍA

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Diseño Eléctrico para la implementación del nuevo Ecoparque Industrial

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ANTECEDENTES: El nuevo EcoParque Industrial de propiedad de la Empresa de Desarrollo Económico EDEC, será creado con la finalidad de impulsar el crecimiento de la pequeña y mediana Industria. Este EcoParque se emplazará en el sector Chaullayacu parroquia Tarqui del Cantón Cuenca en donde antiguamente se ubicara la zona Franca. El área total del terreno es de 415111,13 m2 dedicando más de la mitad de su suelo a uso forestal 182335,63 m2. La finalidad del presente estudio es dar servicio a los 64 nuevos lotes con una área constructiva de 102122,48 m2, a los 10 lotes que se encuentran en comodato con un área útil de 68293,2 m2 . EDEC planifica dar como aporte económico para la construcción de la subestación, un terreno cono un área de 20986,49.

DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA: Para determinar está demanda se obtuvieron datos estadísticos del Parque Industrial existente servido ahora por el alimentador 0421. Se seleccionaron industrias con áreas constructivas similares y se determinó la demanda máxima en el último año. Está información fue obtenida de la página web de la Empresa Eléctrica Regional CentroSur. Para determinar la carga futura de este Eco Parque Industrial se tomó como referencia el Parque Industrial existente, para lo que se determinó un análisis para lotes menores a 5000 metros cuadrados, que son similares a los lotes que tendrá el futuro parque Industrial. Basándose en datos obtenidos de la página web se determinó la demanda y la carga instalada en el Parque Industrial existente para 57 Industrias similares. El área de análisis es de 12 hectáreas y media. La demanda es de 3554 Kw y la carga instalada está por el orden de 7992 Kva, se tomó como referencias los valores máximos en el último año. Con esta información se determinó una demanda de 29 Wattios por metro cuadrado. La carga instalada está por el orden de 55 VA por metro cuadrado.

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA: En base a la información del punto anterior se tiene una demanda inicial por metro cuadrado de 32.22 VA. Para la proyección de la demanda se calcula el área promedio de los lotes la misma que tiene un valor de 1274 metros cuadrados.

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De acuerdo a encuestas realizadas por la EDEC el 60% de las Empresas empezarán a operar en el 2014 y el resto estará operativa para el 2015. Se considera una carga constante de 250 KVA para el alumbrado público y áreas de bodegaje. Del Plan Maestro de Electrificación 2012-2021 Información disponible en la página del CONELEC se obtiene el valor de crecimiento para pequeñas y medianas Industrias con un valor de 3,4% de crecimiento anual. Las tabla a continuación muestran el crecimiento de esta demanda, en los dos primeros años de funcionamiento.

AÑO 2014   2015  

Lotes entran   a   Area   producción   39   25  

1274 1274  

Area total   Lotes   49686   31850  

Demanda Demanda   Demanda   Demanda   servicios   2014  más   Lotes  KKVA va   Total   generales   crecimiento   1600.99   1026.28  

250.00 250.00  

  1655.43  

1850.99 2931.70  

El gráfico muestra el crecimiento de la demanda con una proyección de crecimiento de 3,4% anual.

CAÍDA DE MEDIA TENSIÓN: Debido al tiempo que lleva la construcción de una subestación aproximadamente 3 años entre aprobación de estudios y construcción, se ve la necesidad de servir al Eco Parque Industrial temporalmente desde un alimentador, que partirá desde la nueva subestación ubicada en Turi y tendrá una longitud aproximada de 10 Kilómetros. Debido a aspectos constructivos se recomienda que se construya el alimentador trifásico utilizando cable ACSR 3/0 AWG. La tabla a continuación detalla la caída de tensión considerando este cable.

42   Caída  de  Tensión  

2015 2016   2017   2018   2019   2020   2.74   2.82   2.91   3.00   3.10   3.19  

2021 2022   2023   3.30   3.40   3.51  

2024 3.62  


De acuerdo a estos valores se podría servir con el alimentador hasta finales del 2018, luego de lo cual debería entrar en funcionamiento la subestación. KVA La tabla a continuación detalla los valores de caída de tensión considerando la carga de EMURPLAG de 1500 Kva.

  EMURPLAG   Caída  de  Tensión  

2015 2016   2017   2018   2019   2020       1500   1500   1500   1500   1500   2.74   4.23   4.31   4.40   4.50   4.60  

Se puede observar que el alimentador serviría solo para el Ecoparque Industrial Chaullayacu. El estudio y la implementación de este alimentador estará a cargo de la Empresa Regional Centrosur, y los costos que se generen serán cancelados por EDEC EP.

2021 2022   2023   1500   1500   1500   4.70   4.80   4.91  

2024 1500   5.02  

A la entrada del Ecoparque Industrial se instalará un sistema de protección a sobretensión, formada por pararrayos para 18 KV, varillas de copperweld de 5/8’’ x 1,80 m y conductor de cobre # 2 AWG. Así también se instalarán dos intellirupteres.

ESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN: DETERMINACIÓN DE LA CANTIDAD DE TRANSFORMADORES A INSTALAR:

Los 27 transformadores previstos se instalarán en estaciones de transformación, ubicadas estratégicamente.

De acuerdo a la configuración de la vía y a las áreas del parque industrial, se ha previsto dotar de servicio a los lotes mediante 21 transformadores Trifásicos: 7 de 75KVA, 2 de 50KVA, 7 de 100KVA y 5 de 112.5KVA, cuyas capacidades se han determinado utilizando la fórmula que a continuación se describe.

Los transformadores a utilizarse para dar servicio a las industrias serán trifásicos de 50, 75, 100 y 112.5 KVA de potencia, tipo convencional, para 22 KV Grd Y/12,7 KV en el lado primario y 208/120 V en el lado secundario.

D = (DMp+ Ap+Ce).FS (KVA), en donde: D = Demanda de diseño (KVA). DMp = Demanda máxima proyectada (KVA) = DMUp*N*F DMUp = Demanda máxima unitaria proyectada (35KVA). N = Número de abonados. F = Factor de coincidencia = N*E- 0,0944 Ap = Carga por alumbrado público (KVA). Ce = Cargas especiales puntuales (KVA). FS = Factor de sobrecarga de transformadores. Se instalarán transformadores monofásicos que serán usados exclusivamente para el Alumbrado Público, con este fin se instalará 2 transformadores de 5 KVA y 4 de 10 KVA.

RED DE MEDIA TENSIÓN La red de media tensión será aérea y continuará hasta llegar a las 21 estaciones de transformación trifásicas previstas, se utilizará cable de aluminio tipo ACSR 3/0 para las tres fases y cable de aluminio tipo ACSR 1/0 para el neutro.

Estarán debidamente protegidos a fallas de tipo interno en el nivel de media tensión, mediante seccionadores unipolares para 27 KV, 100 A, con tirafusibles tipo K de 5 y 6 A, mientras que en el nivel de baja tensión, la protección a cortocircuitos y sobrecargas se conseguirá mediante fusibles tipo NH de 160 y 250 A, instalados en bases unipolares de porcelana de 250 y 400 A, 500 V. Estas bases estarán colocadas en una caja tool que dará servicio a dos fábricas con una separación en la mitad para cada fábrica. Así mismo, los transformadores estarán protegidos a sobretensiones por medio de pararrayos para sistema de 22 KV, que estarán debidamente conectados a tierra por medio de conductor de coperweld, desnudo, cableado, calibre # 2 AWG y 2 varillas copperweld de 5/8’’ de diámetro por 1.80 m de longitud. Las carcasas de los transformadores estarán conectadas a tierra mediante el mismo sistema de aterramiento.

EQUIPOS DE PROTECCIÓN Con la finalidad de que cuando ocurra una falla queden sin servicio la menor cantidad de usuarios posibles se han colocado 5 equipos Intellirupteres con antenas de radio para comunicarse

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entre sí y a un siwtch que se comunicará vía radio con el sistema SCADA.

revisión hasta el muro de la fábrica

Los intellirupter tienen la ventaja de enviar un pulso eléctrico para verificar si es posible o no cerrar el equipo, en caso de existir un cortocircuito no permite que se cierre el equipo, evitando de esta manera que se produzcan pulsos de tensión. También sensan la falta de tensión lo que permitiría tener un sistema que se comande en sitio automáticamente y desde el SCADA.

ALUMBRADO PÚBLICO:

Con la finalidad de hacer transferencias y proteger ramales pequeños de las redes de distribución y transformadores se han instalado en postes estratégicos seccionadores fusibles y cuchillas tripolares para 27 KV. Se utiliza equipos tripolares para evitar el efecto ferromagnético en los padmounted.

El sistema de alumbrado público será de operación automática, mediante el accionamiento de células fotoeléctricas instaladas en cada luminaria.

En los lugares de mayor carga se ha previsto instalar seccionadores fusibles tripolares para 27 KV, 100 A con cámara apagachispas.

En la parte interna se instalarán 119 luminarias de 250 W, 34 luminarias de 400 W y 2 coronas con 6 reflectores cada una de 400 W, la iluminación consume una potencia de 40,54 Kva.

Debido a que el sector de Chaullayacu es un sector donde caen rayos con frecuencia se colocarán en ciertos postes pararrayos con varillas cooperweld en la punta para proteger la red y equipos.

En la vía de acceso desde la entrada de la vía principal hasta la entrada del Ecoparque Industrial se instalarán 41 luminarias de 250 W en postes de hormigón de 12 metros de altura.

1. RED DE BAJA TENSIÓN No se construirán redes de baja tensión, excepto para el caso de los transformadores de alumbrado público, los que servirán a redes de baja tensión servidas con cable dúplex 2x4. El sistema de baja tensión será radial trifásico a cuatro hilos. Se debe construir cajas tolos especiales que darán servicio a dos lotes, tendrán separación en el medio y fusibles de protección nh para cada fase.

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Considerando el ancho de las vías del proyecto y a efectos de cumplir con las regulaciones de la EERCS CA, para la iluminación de las calles interiores se ha previsto instalar luminarias de vapor de sodio a doble nivel de 250 W y de 400W, las cuales permitirán obtener los niveles medios de iluminación requeridos. Las luminarias serán cerradas y se instalarán en brazos de tubos de hierro de 1,8 m de longitud y 1,1/2’’ de diámetro, en postes de hormigón de 12 m de longitud.

De cada caja tool bajará en tubería EMT de 3 pulgadas al pozo de revisión, se tiene dos bajantes por transformador. Desde el pozo de revisión del transformador partirá la acometida de forma subterránea a cada lote, se preveé dejar pozos de revisión en los linderos de los lotes. Los pozos de revisión irán interconectados mediante 2 grupos de tuberías de 4 pulgadas y 2 grupos de tuberías de 2 pulgadas. Para facilitar la conexión de las acometidas de cada abonado, se ha previsto dejar ductos de 2’’ de diámetro desde el pozo de

Las redes de alumbrado público serán servidas desde estaciones de transformación monofásicos de 5 y 10 Kva. Se utilizará conductores dúplex 2x4, triplex 3x4 y 6 TTU básicamente. La ubicación de postes, tipos de luminarias, etc., se indican en el plano de alumbrado.

Autor. Hugo Pinos


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Operación Remota de Reconectadores de la Red de Media Tensión

1. RESUMEN

Es una preocupación permanente de las empresas distribuidoras de energía eléctrica la planificación e implantación de programas para la mejora continua de los índices de calidad del producto (FMIK y TTIK), y que esta mejora se vea reflejada en el cumplimiento de las expectativas de los clientes y del órgano regulador. Con los avances de las áreas tecnológicas (especialmente de la Informática y de las Telecomunicaciones), se ha desplegado un abanico extenso de oportunidades de mejora de los procesos de distribución y comercialización de la energía eléctrica. Específicamente dentro de la gestión de las redes eléctricas, se puede lograr un impulso innovador mediante la introducción de la tecnología en los procesos de operación del Sistema Eléctrico de Potencia. Dentro de este marco, la Empresa Eléctrica Regional CENTROSUR ha puesto en marcha un proyecto de Operación a distancia (Supervisión y Control desde el Centro de Control) de los reconectadores de la red de media tensión.

Operación Remota de los Reconectadores desde el Centro de Control. CENTROSUR posee un sistema SCADA que permite la tele-supervisión y tele-comando de su Sistema Eléctrico de Potencia.

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El objetivo fue incluir a los reconectadores dentro de los procesos de operación del Centro de Control, mediante la implantación de un sistema que integre estos dispositivos al sistema SCADA.

2. ANTECEDENTES 2.1. CENTRO DE CONTROL La operación del Sistema Eléctrico de Potencia (SEP), centrali-

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zada en el Centro de Control (CC), se realiza fundamentalmente a través de un sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). La plataforma SCADA instalada es la aplicación SHERPA de la empresa española ELIOP, renovada en el año 2004. Durante la mayor parte del periodo de explotación del SCADA, la operación remota desde el CC se ha limitado a las subestaciones. Las funciones de supervisión y control remotos del SCADA se basan principalmente en protocolos de telecontrol, según estándares internacionales y abiertos, tales como el DNP3 (Distribuited Network Protocol) e IEC60870-5-101/104.

2.2. MEJORAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Para mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico de media tensión y elevar el grado de protección ante fallas, CENTROSUR inició el montaje de equipos de protección con reconexión automática en sus redes de media tensión, conocidos como reconectadores. Este es un dispositivo de protección capaz de detectar una sobrecorriente, interrumpirla y reconectar automáticamente para reenergizar la línea. Durante una primera etapa previa al año 2005, CENTROSUR realizó la adquisición e instalación de un lote de 17 reconectadores tripolares OVR de la marca ABB. En el año 2010 se realiza la adquisición de un segundo lote de 58 equipos tripolares, suministrado por la firma SIEMENS. Con este segundo lote se inicia y elabora un “Plan de ubicación de reconectadores”, con el objetivo de optimizar la cantidad y posición de los equipos dentro del sistema de distribución.

2.3. RECONECTADORES UTILIZADOS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN CENTROSUR dispone de dos tipos de reconectadores: OVR de ABB y 3AD de SIEMENS. Los dos tipos de equipos están dotados de un gabinete de control que les habilita realizar varias reconexiones sucesivas, pudiendo además, variar el intervalo y la secuencia de estas reconexiones. De esta manera, si la falla es de carácter


permanente el reconectador abre en forma definitiva después de cierto número programado de operaciones, de modo que aísla la sección fallada de la parte principal del sistema.

3. PROYECTO PARA LA SUPERVISIÓN Y CONTROL REMOTOS DE LOS RECONECTADORES DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN

Desde el punto de vista de automatización, las características principales de los reconectadores instalados se listan en la tabla 1:

3.1. ALCANCE DEL PROYECTO

Característica para automatización Controlador

Interfaces de comunicación

Fuente AC respaldada Fuente DC

OVR ABB PCD Power Controler Device Puerto posterior COM2a RS232/RS485/FO con DNP3 Puerto frontal RS232 para telegestión

No 12 VDC 10W

3AD SIEMENS Argus 7SR224 Puerto posterior COM3 RS232 con DNP3 Puerto posterior COM1 RS485 para telegestión Puerto Ethernet RJ45 con COM3 y COM2 encapsuladas 110 VAC 400 W No disponible para equipos externos

Tabla 1 Característica de reconectadores para Automatización

2.4. OPORTUNIDAD DE MEJORA EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

El proyecto soluciona las necesidades de Telecontrol y Telegestión de los reconectadores instalados en el sistema de distribución, sean estos monopolares o tripolares, permitiendo a los operadores del Centro de Control, a través de una Interfaz PersonaMáquina, interactuar en tiempo real con las principales variables de los reconectadores, permitiendo realizar la supervisión de esta información y el control a distancia del equipo, operando de forma más segura y eficiente la red eléctrica de media tensión.

3.2. ANÁLISIS DEL ENTORNO Es etapa pretende identificar las principales variables o elementos involucrados en el proceso de telecontrol, definiendo su estado actual con miras a la automatización de los reconectadores. Los elementos identificados y su interacción se ilustran en la figura 1. CENTRO DE CONTROL

TRANSPORTE DE DATOS

RECONECTADORES

Figura 1 Elementos para Telecontrol de Reconectadores

3.2.1. EL CENTRO DE CONTROL

Luego de la instalación de los primeros reconectadores, los dispositivos operaron de forma autónoma sin ningún tipo de supervisión o control remoto. La operación de los equipos (para normalización posterior al despeje de una falla, maniobras por transferencia, etc) demandaba la movilización de una cuadrilla hacia el sitio de ubicación de los reconectadores. Para la gestión de los equipos (descarga de perfiles de carga, registro de actuaciones, cambios de parametrización, etc.), realizada de forma mensual, se requería un recorrido de varios para visitar todos puntos, y la utilización de recursos (tales como personal de ingeniería, movilización, etc.) que se podrían destinar para otras tareas.

En el lado del Centro de Control se dispone de un sistema SCADA que se utiliza para integración de los reconectadores. Se utiliza el protocolo de telecontrol IEC60870-5-101 para interrogación de la información hacia los equipos remotos. Bajo este esquema, es necesario un sistema intermedio que permita hacer la traducción del protocolo que maneja el SCADA y el protocolo de los reconectadores, esto es DNP3, para lo cual se deberá considerar además la tecnología que maneja el sistema de telecomunicaciones.

Esta situación evidenció la necesidad de implantar la “Supervisión y Control Remotos de los Reconectadores de la Red de Media Tensión”, dada la cantidad de equipos que instalados y proyectados en el sistema eléctrico.

La operación remota de reconectadores requiere de una adecuada red de telecomunicaciones para el transporte de datos desde el SCADA hacia los equipos en campo y viceversa. Las redes de telecomunicaciones usadas deben garantizar una alta disponibi-

3.2.2. SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES PARA AUTOMATIZACIÓN Y TELECONTROL

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lidad mayor al 98%, excelentes tiempos de respuesta (latencia), seguridad, y buen ancho de banda. La tendencia es contar con redes IP para el transporte de los datos por su ubicuidad y su relativo bajo costo, sin embargo este tipo de redes puede presentar colisiones y congestión en momentos en los que se presentan avalancha de datos, es aquí donde las redes de telecomunicaciones tienen el reto de ser lo suficientemente inteligente para permitir la priorización de los datos importantes (por ejemplo datos de tiempo real) y retardar el envío de los datos menos importantes (por ejemplo datos no operativos como los diagramas de oscilografía). Dadas las excelentes condiciones de performance y cobertura de la red de telecomunicaciones de CENTROSUR, la utilización de esta infraestructura para el transporte de datos entre el SCADA y los reconectadores tiene la prioridad sobre otras opciones (GPRS, satelital, etc.), procurando limitar el uso de estas últimas a casos puntuales. La tecnología utilizada será principalmente IP.

3.3. CONSIDERACIONES TÉCNICAS PARA LA INTEGRACIÓN SCADA La plataforma SCADA utiliza el protocolo IEC60870-5-101 sobre TCP/IP para interrogar los equipos de campo. Es necesario, entonces, un sistema intermedio para que pueda intercambiar información con los reconectadores, que de su lado interpretan DNP3. Este sistema intermedio tendrá la principal función de traducir de un protocolo a otro (de IEC60870-5-101 a DNP3 y viceversa) para lograr que entre el SCADA y los reconectadores pueda existir un intercambio válido de información para telecontrol y telesupervisión. Este tipo de sistema o dispositivo se conoce como Gateway.

3.4.

necesario, para entregar/recibir la información a través de una interfaz Ethernet RJ45, y además alojar y suministrar energía a los equipos de telecomunicaciones.

3.4.2. EJECUCIÓN E IMPLANTACIÓN Características del Sistema de Integración La solución consiste en la implementación de un “Gateway” que recupera la información de los reconectadores utilizando el protocolo DNP3 LAN/WAN y envía esta información al SCADA a través del protocolo IEC-60870-5-101 (encapsulado en TCP/IP) de acuerdo al perfil del SCADA Sherpa de ELIOP. El Gateway seleccionado es una aplicación de software llamado “SCADA Data Gateway” (SDG) de la marca Triangle Microworks ®. La arquitectura seleccionada se ilustra en la figura 2. El Gateway se incorpora directamente a la red LAN del SCADA a través de dos interfaces Ethernet 10/100/1000baseT en configuración redundante. Los protocolos de telecontrol, tanto DNP3 LAN/WAN como IEC60870-5-101 encapsulado, son transmitidos simultáneamente a través de la interfaz activa hacia la LAN del SCADA. CARLOS EMILIO... 27/3/13 15:13 COMENTARIO (1): IMPORTANTE: VENTAJAS DE ÉSTA ARQUITECTURA SOBRE OTRAS SOLUCIONES!!! DNP3 serial DNP3 LAN/WAN Convertidor interfaces

Reconectador OVR ABB

RED TELECOMUNICACIONES

DNP3 serial

DNP3 LAN/WAN

Convertidor interfaces

Reconectador 3AD SIEMENS

CENTRO CONTROL CENTROSUR

SOLUCIÓN Y APLICACIÓN PRÁCTICA

CUENCA3 Descripción

CUENCA4

Dirección IP

3.4.1. DISEÑO Y PLANIFICACIÓN

Router SCADA

Las directrices para selección de la solución del sistema son:

DNP3 LAN/WAN IEC60870-5-101/TCP-IP

Puesto de Operación

LAN SCADA

• En el Centro de Control, se utilizará el SCADA existente para el

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procesamiento (adquisición y control, base de datos, IHM) de la información de los reconectadores. • Es necesario un sistema concentrador de datos para traducción de protocolos IEC60870-5-101 a DNP3 LAN/WAN (Concentrador/ Gateway). • El transporte de datos reconectadores – SCADA se implantará mediante la red de telecomunicaciones de CENTROSUR, que es primordialmente IP (Internet Protocol). • Los reconectadores deben adecuarse, en los casos que sea

2xEthernet SCADA Data Gateway

CUENCA1

CUENCA2

Dirección IP

Figura 2 Arquitectura del sistema de integración de reconectadores

3.4.3. PRUEBAS Y PUESTA EN MARCHA Ubicación del reconectador: El proceso de puesta en operación de un reconectador inicia con la elaboración del estudio de ubicación óptima, que establece el


el archivo de configuración del SCADA en donde se especifica los nombres de los reconectadores, las señales y sus parametros (nombre, tipo, estados, rango de medidas, etc). Aquí también se define las direcciones IEC60870-5-101 que luego deberán ser mapeadas en el Gateway SDG.

tramo del alimentador en el cual el equipo puede ser montado. Con la inspección en sitio se define la ubicación exacta en función de la factibilidad de desplegar el enlace de telecomunicaciones, y se realiza el levantamiento de información respectivo. Además se establecen requerimiento para la instalación del enlace tales como: plantado de postes, redes de baja tensión, tensores poste-poste para tendido de cables de datos, poda de árboles, etc.

Interfaz Humano-Maquina: Mediante un editor de sinópticos se desarrolla los diagramas unifilares de los alimentadores con sus respectivos reconectadores y se vincula cada símbolo o elemento con la señal correspondiente. Estos diagramas son accedidos a través del Puesto de Operación. En la figura 4 se visualiza un ejemplo de diagrama unifilar SCADA para un alimentador.

Estudio radioeléctrico: Con la información levantada en sitio se modela el enlace inalámbrico para establecer sus condiciones operativas en función de la distancia y los perfiles topográficos, y en base a esto definir el equipamiento a utilizarse. La figura 3 muestra el modelamiento del radioenlace de 8 km de un reconectador del alimentador 1823.

Figura 4 Diagrama Unifilar SCADA para un alimentador con reconectador

Figura 3 Radioenlace reconectador Alimentador 1823 “Suscalpamba alimentador nuevo”

Ingeniería de señales: Es el primer paso previo a la configuración de los sistemas, y uno de los más críticos pues en este se establece toda la información que tendrá a disposición el Centro de Control para la toma de decisiones operativas. La lista de señales es el resultado de un análisis de los requerimientos elementales de información para conocer y evaluar el estado del sistema de distribución a través de las señales de posición de los reconectadores, sus principales medidas y también la actuación de las protecciones.

Configuración SCADA: Configuración de señales: En base al listado de señales, se edita

4. BENEFICIOS DE LA OPERACIÓN REMOTA DE RECONECTADORES DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN Los beneficios directos evidentemente se derivan de la capacidad para operar remotamente los reconectadores y del monitoreo más preciso del estado del Sistema Eléctrico de Potencia. Entre los más representativos tenemos:

• Reducción del tiempo de identificación de falla de decenas de

minutos, incluso horas, a unos pocos minutos. • Reducción del tiempo de ejecución de maniobras para reponer el servicio. • Asistencia y seguimiento a los procedimientos de mantenimiento en campo. • Agilitar la toma de acciones para garantizar la continuidad del servicio. • Mejora en la calidad del servicio (TTIK). • Reducción de los costos de operación (personal y equipo) y destinación de los recursos a otras tareas.

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5. CONCLUSIONES Se debe socializar, principalmente entre el personal operativo y de ingeniería de las áreas de mantenimiento y operación del sistema de distribución, las funciones de operación remota de reconectadores implantadas en el Centro de Control, para garantizar la operación segura de los equipos y del sistema, sin comprometer la integridad física del personal en campo. Es fundamental incorporar a los procedimientos de operación del sistema eléctrico aquellas tareas automatizadas, en este caso el telecontrol de reconectadores, para extraer el mayor beneficio que éstas nos pueden proporcionar en la coordinación y eficiencia operativa, garantizando finalmente la continuidad del servicio eléctrico. La supervisión y control remotos es una de las características funcionales de la Automatización de la Distribución (DA) más requeridas por las empresas eléctricas. El telecontrol de los reconectadores en la CENTROSUR por lo tanto nos permite dar un primer paso en el mundo de DA, y también una primera experiencia para mirar casa adentro y visualizar nuestra realidad y nivel de preparación, en aspectos de recuso humano y tecnológicos, para incursionar definitivamente en las tendencias mundiales de DA y Smart Grids Es importante reforzar los sistemas tecnológicos informáticos y de telecomunicaciones, que son la columna vertebral por medio de la cual se transportan, procesan y almacenan los datos operacionales y no operacionales, y de estas depende en gran medida el éxito del desarrollo de las tecnologías de DA y Smart Grids.

6. BIBLIOGRAFÍA NORTHCOTE-GREEN, James & WILSON, Robert. Control and Automation of Electrical Power Distribution Systems. Boca Raton FL: CRC Press, 2007.

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PATIÑO, Raúl. Telecontrol y telegestión de reconectadores con tecnología GSM/GPRS. III CONGRESO CIER DE LA ENERGÍA CONCIER 2007, Medellín – Colombia. Departamento de Operaciones, Dirección de Telecomunicaciones – CENTROSUR. Diagramas de Red FODETEL I y II. Cuenca 2012-2013. OPTRONIC CÍA. LTDA. Descripción funcional del sistema de integración de Reconectadores de CENTROSUR. Cuenca 2011.

TRIANGLE MICROWORKS, INC. SCADA Data Gateway Implementation Guide, Software Release Version 2.54. Revisión Enero 2012. Raleigh, North Carolina. ABB. PCD Power Control Device Instruction Book IB38-7375 Issue E. Junio 2004 SIEMENS. Data Communications 7SR224 Recloser Controller. Octubre 2009. DEPARTAMENTO DE SUPERVISIÓN Y OPERACIÓN – CENTROSUR. Archivos y registros proyecto Integración de Reconectadores al SCADA. Cuenca 2011-2012.

Autor: CARLOS EMILIO LANDÁZURI PAREDES INGENIERO ELECTRÓNICO

Trabaja en el Departamento de Supervisión y Operación de la Empresa Eléctrica Regional CENTROSUR en el área de Control y Comunicaciones.


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Actividades CIEELA Jornadas Deportivas Internas

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Actividades CIEELA Participaci贸n en Jornadas Deportivas Nacionales

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Actividades CIEELA

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Actividades CIEELA Seminario Smart Grid

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Revista N° 22 CIEELA  

Noviembre CIEELA - 2013

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