Revista Interconexiones Edición 96

ISSN 2477 - 9091

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Fotografía: Proyecto Eólico Minas de Huascachaca

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CRÉDITOS Ing. Hernán Verdugo Crespo Director Ejecutivo ECUACIER DIRECTOR DE LA PUBLICACIÓN Lcda. Sofía Molina Verdesoto Relacionista Pública ECUACIER COORDINACIÓN GENERAL Y EDITORA Archivo CELEC EP, EEASA, EEQ Y ECUACIER FOTOGRAFÍA Ing. Roberto Rosero Ortega DISEÑO Y DIAGRAMACIÓN INGENIA IMPRESIÓN

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Entrevista Ing. Gabriel Argüello Ríos Viceministro de Electricidad y Energía Renovable

Artículo Sistemas de enfriamiento en generadores eléctricos en plantas termoeléctricas.

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Artículo Lubricación en turbinas de combustión y vapor.

Artículo Metodología para determinación de eficiencia de planes de manejo ambiental aplicada en los procesos de generación y subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito.

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Artículo El papel de la prevención en el éxito empresarial.

Artículo Análisis estadístico espacial de incidencias no programadas en la Empresa Eléctrica de Ambato.

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Artículo Monitoreo de la erosión regresiva en la cuenca del río Coca Codo, mediante fotogrametría y sistema lidar.

Entrevista Ing. Antonio Borrero Vega Gerente General Elecaustro.

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XXXV Seminario Nacional del Sector Eléctrico Cuenca 2021.

Artículo Conversión a gas en turbinas de combustión.

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64 Encuentre las noticias mas relevantes del sector eléctrico ecuatoriano en: redes sociales y página web.

WORLD ENERGY COUNCIL 25° Congreso mundial de energía.

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Artículo Impacto de la aplicación de las medidas de compensación a los clientes de CNEL EP como consecuencia de la pandemia del Covid-19.

Socios ECUACIER.

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Listado cursos ECUACIER 2022.

Artículo Pronóstico de la demanda mensual de mediano plazo en sistemas de distribución eléctrica.

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Personal ECUACIER.

Artículo Simulador de consumo de energía eléctrica CNEL EP.

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CAMINO AL FUTURO EN EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO Ing. Hernán Verdugo Crespo Director Ejecutivo ECUACIER

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s indudable que hace ya muchos años, el mundo ha trazado el camino para el sector, a través del cambio de la matriz energética, tomando como principio lo que en su momento se denominó las 3D, Descarbonización, Digitalización y Descentralización, mismas que se deben acompañar con numerosas acciones, a fin de lograr los objetivos que frenen los efectos del cambio climático; es importante recalcar, que nuestro país ya ha tomado acciones en torno a estos temas.

Actualmente, uno de los objetivos de este gobierno es trabajar sobre esta línea y alcanzar la meta de Carbono Cero.

Descarbonización.-

Ecuador es uno de los países que a nivel mundial tiene un alto porcentaje de energía eléctrica limpia, debido a la disponibilidad de fuentes de energía hidráulica, con una cantidad catastrada de alrededor de 22.000 MW de los cuales se han aprovechado al momento aproximadamente 6.000 MW.

De esta manera, es importante invertir en el desarrollo de estas nuevas tecnologías que promuevan la descentralización, así como realizar sinergias con empresas del mundo que ya tengan implementadas estas tecnologías y puedan adaptar sus modelos a nuestra región.

Disponemos también de fuentes de energía eólica, mismas que se han explotado muy poco, siendo hasta la fecha la Central Eólica Villonaco, las más importante con capacidad de 16.5 MW, convirtiéndose en un factor de planta extraordinario a nivel mundial; también se encuentra en construcción la central Eólica Minas de Huascachaca de 50 MW, que será la de mayor potencia en el país, ambas se encuentran ubicadas en el austro, en la Provincia de Loja. En este mismo sentido, CELEC EP ha iniciado estudios de otros sitios probables de explotación para esta energía limpia, que pronto se harán realidad.

gobierna los procesos operativos en el sector energético, poco a poco se han podido manejar a distancia las Centrales Eléctricas, Subestaciones, redes de distribución y administración del despacho, misma que está a cargo del CENACE.

Descentralización.-

Otra revolución energética es la descentralización de fuentes de energía, esto es, a medida que las tecnologías eólicas, solares y de almacenamiento tengan costos de inversión más competitivos, se volverán cada vez más asequibles y por lo tanto habrá mayor avance en proyectos de generación distribuida.

Digitalización.- La digitalización en esta época,

La digitalización acompañada de nuevos modelos de negocio, que involucren los estados de situación de manera instantánea tanto de variables eléctricas como económicas, mejorarán el funcionamiento de las redes de transmisión y distribución de electricidad, y con ello se espera responder de forma adecuada a los crecientes desafíos de generación y consumo de energía.

En los últimos años, en la industria camaronera, se ha migrado a la utilización de energía limpia, entregada por el Sistema Nacional de Transmisión, dejando atrás el uso de plantas térmicas, lo que significa un gran avance.

Con miras a que toda la información que se obtiene a través de las herramientas tecnológicas, sea debidamente utilizada para proyectarnos al futuro, el ECUACIER con sus Empresas Miembros, en este año realizará estudios sobre la nueva forma de planificación de la demanda con visión a futuro, este tema lo hemos encontrado de urgente necesidad, debido a la velocidad que presentan los cambios tanto en el campo de fuentes de energía, como de los cambios en la demanda por los adelantos tecnológicos.

Así mismo, es importante trabajar en la movilidad con energía limpia, es indispensable que se dé impulso a la movilidad eléctrica, para lo cual es esencial que el Gobierno Nacional tome iniciativas, a través de las empresas de distribución con la instalación de electrolineras, ya que sería la única forma de dar una señal para la inserción de vehículos eléctricos, tanto de servicio privado como de transportación pública.

Asumimos este reto para que podamos estar a la altura de adaptarnos y aprovechar los avances de la ciencia en los campos energéticos del futuro.

El Ecuador dispone de otras fuentes de energía renovable, como la energía geotérmica y fotovoltaica, esta última representa un enorme potencial, ya que nuestro país al estar ubicado en el centro del planeta, dispone de 12 horas diarias de sol durante todo el año.

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entrevista

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Ing. Gabriel Argüello Ríos Viceministro de Electricidad y Energía Renovable Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables

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¿Cuál es su apreciación del Sector Eléctrico Ecuatoriano en la actualidad? ¿Cuáles son sus planteamientos para transformar esa realidad?

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diversificada, la generación distribuida, la autogeneración, la medición inteligente, la movilidad eléctrica, el almacenamiento de energía, la digitalización y el hidrógeno verde. La transición es la columna vertebral de transformación y desarrollo del sector.

El desarrollo energético de Ecuador, luego que la demanda ha retornado a valores normales, por efecto de la mitigación de la pandemia COVID, impulsada además por el importante crecimiento en cargas especiales, ha determinado una nueva política de desarrollo del sector. Los aspectos importantes de política son la producción limpia, la eficiencia y seguridad energética, el acceso universal y la resiliencia. Ecuador ha decidido ingresar con fuerza al proceso de transición energética.

Es así que, el presidente Guillermo Lasso Mendoza, a través del Decreto 238, ha expedido las políticas del sector eléctrico y la orientación a incorporar las nuevas tecnologías. Con ellas se pretende que el sector sea innovador, eficiente, competitivo, sostenible, y ambientalmente responsable, incluyendo los servicios de: alumbrado público general, carga de vehículos eléctricos y almacenamiento de energía. Es decir, establece la hoja de ruta para el diseño de la transición energética.

Este desarrollo se lo hará principalmente con participación de la inversión privada, lo que constituye un cambio en el modelo de gestión y una fuerte señal tanto para la recuperación económica, como para la generación de empleo en el país.

El Decreto 238 dispone justamente el desarrollo de sistemas de generación renovable, transmisión flexible, distribución con nuevos servicios, eficiencia energética, movilidad eléctrica e innovación, utilizando como motor la participación privada, resultante de procesos competitivos de selección conducidos por el Estado. La estructura institucional y empresarial del sector eléctrico, sigue y seguirá bajo supervisión y control del Estado. Apoyar y trabajar en esta dirección promete más empleos, un mayor crecimiento económico y mejores condiciones de vida para la población.

El marco jurídico es la base fundamental para alcanzar los resultados a futuro. Se está trabajando en ajustes legales, reglamentos, regulaciones, a fin de eliminar barreras que estén limitando la gestión de la transición y de la participación del sector privado en el desarrollo de los proyectos de generación, transmisión y distribución.

¿Cuáles son los objetivos principales del Plan Maestro de Electrificación y el Plan de Expansión de Generación Eléctrica?

Como lo asegura un estudio reciente realizado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), el proceso de descarbonización acelerada requiere de políticas e inversiones sin precedentes. IRENA resalta que los gobiernos deben implementar medidas orientadas a mejorar el ambiente de negocios en sus países, como así también incluir la energía renovable en su agenda de desarrollo. Esto es precisamente lo que está haciendo Ecuador.

El objetivo global de la expansión de la generación, es el de garantizar el abastecimiento de la demanda de potencia y energía eléctrica del Ecuador, mediante la expansión óptima del parte generador, en el corto, mediano y largo plazo, con criterios de eficiencia, sostenibilidad, calidad, continuidad y seguridad; promoviendo el uso de recursos energéticos renovables, en un ámbito de suficiencia, responsabilidad social y ambiental; y, considerando los intercambios de energía con los países vecinos.

¿Cuáles son las políticas que considera como ejes de su gestión?

Como Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable se gestiona la transición energética, no como destino sino como proceso, a fin de alcanzar el objetivo 7 de la agenda 2030 de Desarrollo Sostenible, teniendo como ejes estratégicos, la descarbonización, la eficiencia energética, el acceso universal de la energía y la integración regional.

Una de las acciones concretas ha sido la emisión del Acuerdo Ministerial Nro. MERNNRVEER-2021-0008- AM, de 5 de agosto de 2021, que reformula el plan de desarrollo de generación para el período 2021-2031.

¿Cuáles son las áreas de trabajo que se debe reforzar en el servicio público de energía eléctrica?

La transición requiere a más de la definición de política energética, la inclusión en la planificación sectorial, de tecnología e infraestructura innovadora como son: la generación renovable

Todas las areas de la cadena de valor del servicio 9

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público de energía eléctrica: generación, transmisión y distribución deben orientarse y adaptarse con el proceso de transición que, como se ha indicado, va a: la descarbonización, la seguridad de abastecimiento, el acceso a la energía, la eficiencia energética y la inclusión de nuevas tecnologías en el funcionamiento de la red.

en Galápagos, consistente en una microred con generación Fotovoltaica de 14 MW y almacenamiento de 40 MWh. Estos proyectos se encuentran en proceso final para su contratación. Tienen una inversión total de USD 450 millones y generarán 1750 empleos directos e indirectos. Elecaustro pondrá en operación a mediados de este año la central eólica Huascachaca con 50 MW de capacidad.

En particular, la distribución tiene que acelerar el proceso de adaptación hacia un modelo que exige la descentralización, la automatización de procesos, la generación distribuida, el alumbrado público eficiente, nuevos servicios a ofrecer al usuario del servicio, mejora de los índices de calidad de servicio y disminución progresiva de pérdidas.

Actualmente, se viabiliza proyectos de alta prioridad que contiene el Plan Maestro de Electrificación al 2031, través de procesos públicos de selección. Se encuentran en licitación tres proyectos de generación y transmisión eléctrica que requieren una inversión estimada de USD 1.861 millones. Se trata del Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 500 MW, Bloque Ciclo Combinado Gas Natural de 400 MW y el Sistema de Transmisión Nororiental, que abastecerá al sistema petrolero ecuatoriano. Los dos primeros son parte de la transición energética y el tercero de eficiencia energética. Se prevé 11.000 empleos directos e indirectos.

Un tema especial y esencial es el plan de desarrollo del sector eléctrico en las Islas Galápagos, por su especial connotación en el mundo y por el compromiso gubernamental de convertir a las islas en el modelo de gestión para cero emisiones.

Uno de los proyectos emblemáticos lo constituye el desarrollo del proyecto de red inteligente Conolophus en Baltra y Santa Cruz.

Todo este proceso requiere de nuevos modelos organizacionales, capacitación intensiva y nuevos perfiles profesionales.

Al 2025, el 10% de la capacidad de generación corresponderá a generación renovable no convencional. La generación hidroeléctrica siempre será predominante en el esquema de producción energética.

¿Cuál es su visión acerca de la fusión de ministerios, se mantendrá en este período?

Se tiene en carpeta iniciar PPS en este año para los proyectos hidroeléctricos, Cardenillo 600 MW de USD 1.300 millones de inversion y Santiago de 2.400 MW de USD 3.000 millones de inversión.

Algunos de los productos del Decreto 238 están orientados a fortalecer la estructura del sector eléctrico, se ha desarrollado una propuesta de cambios en la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, que da fortaleza a las instituciones que lo conforman, particularmente a CENACE y a la Agencia de Regulación y Control. Propuestas de reforma organizativa dentro del Ministerio en el sector eléctrico, como es potenciar la planificación de la expansión del sector, constituyen parte de los procesos en desarrollo.

¿Cuáles son los ejes principales y beneficios al sector del Plan Estratégico de Distribución 2022- 2025 y como se apalanca del Plan Maestro de electricidad?

El Plan Estratégico de Distribución 2022-2025, servirá de guía para la gestión de las Empresas Eléctricas de Distribución para los próximos cuatro años, es de gran trascendencia para fortalecer este sector y continuar trabajando de forma coordinada, transparente y eficiente a fin de garantizar a la ciudadanía un servicio público de energía eléctrica, seguro, de calidad y confiable.

¿Cuáles son los nuevos proyectos de generación y que tipo de energía se implementará en estos proyectos?

El Plan considera lineamientos y conceptos del Decreto 238. El éxito del Plan Estratégico será el seguimiento riguroso de cumplimiento de todas las políticas y objetivos estratégicos a fin de alcanzar los indicadores anuales establecidos para cada objetivo. Los índices de calidad del servicio, las pérdidas , la eficiencia energética, el

El Ministerio de Energía, a través de procesos públicos de selección, PPS, ha adjudicado la construcción y operación de proyectos de generación eléctrica renovable: Fotovoltaico Aromo de 200 MW en Manabí, Eólico Villonaco II de 110 MW en Loja y el sistema de Conolophus 10

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acceso universal; son sus ejes fundamentales, con temas alineados con la transición energética y en general con el Plan Maestro de Electrificación.

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utilizados en medicina.

En el campo de la generación eléctrica, utilizando energía atómica, no se la tiene prevista en los planes de desarrollo a futuro, debido al gran potencial hidroeléctrico que el Ecuador dispone (22.000 MW) a más de recursos geotérmicos, eólicos, fotovoltaicos (5.000 MW identificados en estas tecnologías) y un importante componente en biomasa, con los que fácilmente se pueden suplir las necesidades energéticas de los próximos 50 años.

El sector de la Distribución del Servicio Público de Energía Eléctrica, atiende a más de 5.2 millones de usuarios a nivel nacional; donde finalmente se visibiliza la gestión de todo el sector eléctrico, por ello la importancia de desarrolar una dinámica de gestión más eficiente en este sector, para servir a la ciudadanía.

En cuánto al cambio de la matriz energética en Ecuador, ¿Qué podríamos hacer y tomar de ejemplo de otros países líderes en este tema?

Finalmente, ¿Cuál es su mensaje para quienes forman parte del Sector Eléctrico Ecuatoriano?

Ecuador ocupa el puesto 34 a nivel mundial en el trilema energético del World Energy Council, WEC, con nota ACA, mostrando un sólido desempeño en la dimensión de Seguridad y un importante desempeño en los índices de Equidad y Sostenibilidad. En el año 2021 el 92.5% de los requerimientos del consumo nacional se abastecieron con energía limpia, el 97.3 % de la población ecuatoriana tiene acceso a la electricidad y se ha disminuido al mínimo de generación termoeléctrica.

Como hemos visto, el Sector Eléctrico Ecuatoriano tiene el desafio de convertirse en el sector que transformará el uso de energía hacia nuevos y grandes retos en beneficio de la sociedad. Es por ello que WEC tiene interiorizado en sus análisis el concepto de “humanización de la energia”.

Conocemos el sector y su gran fortaleza, que se basa en el conocimiento y compromiso de su recurso humano. Con un trabajo organizado y profesional, cumpliremos las metas de la transición energética y fundamentalmente con el país.

Estos son indicadores de relevancia en latinoamérica. Estamos empezando a gestionar la hoja de ruta del Hidrógeno, que se ha constituido en el vector energético más importante a futuro para la movilidad y el almacenamiento de energía. Ecuador tiene gran potencial para producir hidrógeno verde. Estamos en proceso de gestionar rápidamente la generación distribuida y el autoabastecimiento. Estos son temas que en algunos países de la región, se registra un mayor avance relativo.

Con respecto a la energía atómica, ¿Cuál es su visión y objetivos?

El Viceministerio de Electricidad cuenta con la Subsecretaría de Control y Aplicaciones Nucleares cuya misión es la de regular y controlar toda actividad y tecnología relacionada con el uso de fuentes de radiación ionizante y velar por la utilización pacífica de la energía atómica, mediante la cooperación técnica y la aplicación de las técnicas nucleares y conexas, a fin de precautelar la salud de las personas, la integridad del medio ambiente y fomentar una cultura de protección radiológica y seguridad física, a través de la implementación de políticas, regulación, estrategias, proyectos y acciones. Uno de los campos más relevantes es la supervisión, control y certificación de laboratorios, equipos y procesos 11

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Lubricación en Turbinas de Combustión y Vapor Ing. Alberto Fuentes Quijada Consultor en Centrales Termoeléctricas

Presentación del tema

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a lubricación es el proceso o técnica empleada para reducir el rozamiento entre dos superficies que se encuentran muy próximas y en movimiento una respecto de la otra, interponiendo para ello una sustancia entre ambas, denominada lubricante que soporta o ayuda a sostener la carga (presión generada) entre las superficies enfrentadas. Una adecuada lubricación permite un funcionamiento continuo y suave de los equipos mecánicos y

sin estrés excesivo o ataque a las partes móviles (muñones, cojinetes y engranajes).

Los aceites de turbinas, tanto de vapor como de combustión, están sometidos a un amplio rango de condiciones operativas, entre ellas podemos citar: calor, aire atrapado, humedad, contaminación con tierra y partículas de desgaste; y, mezcla accidental de diferentes aceites, que degradan la integridad de los básicos minerales y agotan 12

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los aditivos, provocando cambios moleculares irreversibles. Hay dos mecanismos principales de degradación en aplicaciones de turbinas, oxidación y degradación térmica.

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Características principales de los aceites de turbinas • Viscosidad

Desarrollo

La viscosidad de un aceite es la característica física más importante de cualquier lubricante y todavía más importante en la lubricación de los componentes de la turbina, donde el régimen de lubricación es hidrodinámico y el espesor de la película de aceite depende principalmente de la viscosidad del mismo. La carga en los cojinetes se encuentra muy bien distribuida, debido a la conformidad del cojinete con el eje y la alta velocidad, lo que favorece la formación de la llamada cuña hidrodinámica. La selección de la viscosidad adecuada es un factor tremendamente crítico para un funcionamiento correcto de la turbina.

Los sistemas de lubricación de las turbinas están sometidos a un conjunto de condiciones operativas y de diseño, tales como vibraciones mecánicas, dilataciones diferenciales, esfuerzos térmicos, resonancias, entre otros. Estas deben ser vigiladas continuamente para evitar fallas en el sistema. Cuando se produce una falla en la lubricación de una turbina, por lo general se generan daños en los cojinetes de las mismas, tanto en los radiales, como en los cojinetes axiales, llamados de empuje, provocando un desgaste excesivo del material antifricción y rayas en el muñón del eje. También puede generarse un desgaste en los alabes móviles de alta y baja presión ya que rosarían con la parte fija del cilindro.

Un cambio en la viscosidad puede dar lugar a un posicionamiento del rotor, tanto axial como radial, indeseado. El conocido latigazo de aceite es un problema directamente relacionado con una viscosidad mayor de la necesaria.

Las fallas de lubricación en turbinas, son debido a múltiples causas y entre ellas podemos nombrar: pérdida de la viscosidad del aceite, alta acidez, rotura de tubería del aceite de lubricación, fallas en las bombas de lubricación (AC y DC) y por supuesto mala operación del sistema, entre otras.

Funciones que debe cumplir un Aceite Lubricante: • Lubricar los cojinetes del grupo turbina- generador.

• Refrigerar los componentes.

En la Figura 1 se muestra un listado de fallas en turbinas de vapor y una de ellas es la lubricación.

• Lubricar el regulador, transmitir impulsos y mecanismos de control.

Propiedades para cumplir estas funciones: • Viscosidad adecuada.

• Resistencia a la oxidación y degradación térmica.

• Prevenir la herrumbre.

• Prevenir la corrosión.

• Resistencia a la formación de espuma.

Figura 1. Listado de fallas en turbinas de vapor

• Rápida separación del aire.

Para garantizar una buena lubricación, se recomienda que la temperatura máxima del aceite a la salida de los cojinetes, esté entre 55º - 70ºC y a la salida del enfriador entre 44º - 45ºC, con la turbina en operación, pero nunca debe estar por debajo de 38ºC, ya que la viscosidad aumentaría demasiado. Muchos fabricantes recomiendan que cuando la turbina se coloque en giro lento, la temperatura del aceite a la salida del enfriador se ajuste a 32ºC.

• Rápida separación del agua.

• Estable al almacenamiento.

De acuerdo con la guía de mantenimiento de turbinas ASTM-D 4378-97, la viscosidad no admite variaciones superiores al 5% con respecto al valor del aceite nuevo. Es importante resaltar que se debe tomar como valor de referencia, el aceite 13

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nuevo y no el valor típico suministrado por el fabricante del aceite.

Con la finalidad de mantener el aceite con niveles de agua aceptables, los fabricantes y especialistas, recomiendan la instalación de los siguientes equipos en circuito cerrado con el tanque de aceite de la turbina:

• Contenido en agua El agua es uno de los principales enemigos de los aceites. Las condensaciones, contaminación a través de los sellos y otras fuentes, tienden a crear emulsiones. En un aceite contaminado con agua y aire, se tiende a crear herrumbre, misma que es abrasiva y puede ocasionar desgaste de los cojinetes, engranajes, fallo en válvulas, etc. Está claro que el aceite de la turbina tiene muchas posibilidades de presentar contaminación acuosa, pero se deben tener los medios suficientes para reducir, eliminar y controlar la entrada de agua a la turbina.

• Elementos Filtrantes.

• Centrifugadoras.

• Adsorbentes.

• Índice de acidez (AN) El aumento del índice de acidez, puede indicar oxidación o contaminación del aceite. Los ácidos orgánicos formados durante la oxidación del aceite pueden provocar la corrosión de los cojinetes, formación de productos indeseables como lodos, barnices, etc. Según la guía de mantenimiento ASTM-D4387-97, los valores críticos de AN están entre 0,3 y 0,4 mg KOH/g, muestra por encima del valor del aceite nuevo. Sin embargo, muchos laboratorios y especialistas consideran que variaciones de 0,1 son muy significativas y deben generar medidas correctivas. En un aceite de una turbina de vapor, el AN del aceite usado no debe experimentar variación alguna a lo largo de su vida útil. Por lo tanto, si se lleva un adecuado programa de mantenimiento preventivo-predictivo de la turbina no se deberían observar variaciones en el AN.

Hasta hace muy poco tiempo, se había considerado que niveles máximos aceptable de contaminación acuosa eran del orden de 0,1% (1000 ppm) incluso en la guía de mantenimiento de turbinas ASTM-D 4387-97, los especialistas junto a algunos fabricantes de turbinas, han detectado que niveles de agua de 0,1% tienen un efecto devastador en los componentes de las máquinas.

Esto ha dado lugar a reducir considerablemente el nivel de alerta por contaminación acuosa hasta 500 ppm.

Actualmente, se ha reducido mucho más hasta valores máximos permitidos de entre 100 y 200 ppm en función del tipo de aceite. Aunque los aceites bases tienen características de protección contra la herrumbre y la corrosión, los aceites de turbinas incluyen en sus formulaciones ciertos aditivos que protegen el equipo contra estas condiciones. El agua es uno de los principales enemigos de estos aditivos, ya que los lava y forma así compuestos corrosivos.

Ensayos de campo e inspecciones Si algunas tareas son importantes en mantenimiento, estas son las inspecciones rutinarias y los ensayos a píe de máquina. Para esto se debe usar recipientes de un material transparente para realizar las valoraciones visuales. Se pueden identificar dentro de las características de los aceites las siguientes:

Las partículas de herrumbre actúan como catalizadores de oxidación y pueden provocar el desgaste abrasivo de los cojinetes. El nivel de aditivo antiherrumbre se suele mantener a través de los añadidos de aceite.

Color: Cualquier cambio de color tiene un significado, oxidación y contaminación.

En la Figura 2 se puede observar a través de una inspección visual, la diferencia entre un aceite nuevo y uno usado.

Los aceites bases por lo general se separan del agua muy rápidamente. Algunos aditivos como los inhibidores de herrumbre, los contaminantes y los productos de oxidación, reducen la habilidad del aceite a separarse del agua, esta es una de las razones por las que los aceites de turbinas tienen muy poca cantidad de aditivos.

En turbinas de vapor es inevitable que el aceite esté en contacto con el agua debido a las fugas por los sellos de contacto. La habilidad del aceite para separarse del agua, está directamente relacionada con la estabilidad a la oxidación del aceite.

Figura 2. Diferencia entre aceite nuevo y usado

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Olor: El olor amargo puede indicar la formación de ácidos por oxidación.

• Entrada de aire Las burbujas significan que el aceite no elimina bien el aire, este no debe permanecer después de 15 minutos. Los tanques de aceite de las turbinas de vapor y algunas turbinas a gas, tienen instalados extractores de vapores de aceite y aire, los cuales mantienen dentro del tanque una presión negativa de 1,5 a 2 pulgadas de columna de agua para su remoción.

Figura 5. Aceite con gran cantidad de agua

En la Figura 3, podemos ver un aceite con burbujas de aire y espuma.

Contenido de metales, análisis espectrométrico Todos los fabricantes de turbinas tienen sus propias recomendaciones sobre el contenido de metales máximo admisible en aceites lubricantes para turbinas y materiales de los cojinetes. Los elementos que normalmente se controlan son: hierro, plata, aluminio, cromo, cobre, magnesio, níquel, silicio, plomo, estaño, y en general, todos aquellos que forman parte de alguno de los componentes de la máquina. La guía de mantenimiento de turbinas ASTM-D 4378-97, nos muestra unos valores críticos del contenido de metales en el aceite.

Figura 3. Aceite con burbujas de aire y espuma

• Espuma Después de agitar una muestra, la espuma formada debe desaparecer en menos de 10 minutos.

Figura 6. Valores recomendados por fabricantes de turbinas.

En la Figura 7 se presenta un programa para análisis de aceite en servicio, con valores y frecuencia recomendada. Este programa de análisis de aceite de turbinas, contiene rutinas mensuales ó trimestrales y el mismo puede ser llevado desde el punto de vista de mantenimiento preventivo hasta mantenimiento predictivo. En el caso de la acidez, el valor expresado en la tabla debe ser tomado como la variación de la acidez con respecto al valor del aceite nuevo.

Figura 4. Aceite con cierta cantidad de agua

Agua: El aceite de turbinas debe ser transparente, si no es así, se recomienda hacer el ensayo de crujido.

Figura 7. Programa para el análisis de aceite en servicio.

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Toma de muestras de aceite para análisis Los métodos de toma de muestras tienen gran impacto sobre los resultados del programa de análisis de aceite. En el muestreo inicia el proceso de análisis y si no se hace apropiadamente, afectará los resultados, incluyendo la posibilidad de efectuar un mantenimiento innecesario.

Se recomienda elaborar un procedimiento de acuerdo a normas internacionales e instruir al personal que realizará esta operación.

Referencias bibliográficas • Handbook for Thermal and Nuclear Power.

Engineering Society.

• Lubrication Management. IK4-Tekniker • International Association of Engineering Insurers 38th Annual Conference – Moscow 2005.

• Boletín Lubricación Wearchecberica.

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Mantenimiento

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EL PAPEL DE LA PREVENCIÓN EN EL ÉXITO EMPRESARIAL Ing. Marcelo González González Área de Seguridad Industrial EEASA

Presentación del tema

Características generales

n las actividades específicas de cualquier organización en general, el logro de objetivos y la constante mejora, son las razones esenciales de la existencia misma de la entidad. En ese camino se desarrollan nuevas estrategias, se siguen modelos de éxito y se acoplan a las realidades particulares; en ese sentido, a través de un hilo conductor basado en hechos históricos, se analizará el factor prevención y su papel en el éxito de una gran empresa y su aplicabilidad en el contexto energético local.

Se plantea un análisis reflexivo en base a una empresa reconocida a nivel mundial por la producción de aluminio, contextualizada a finales de la década de los ochenta.

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Desarrollo Imaginemos una organización cuya situación es adversa, las críticas indican que los empleados no son lo bastante aptos y los productos no son buenos. La dirección ha tenido muchos fallos 18

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queriendo expandirse; y, la competencia les roba clientes y beneficios por supuesto los inversionistas se quejan de las millonarias pérdidas y piden a la junta directiva el cambio de gerencia o una solución que asegure sus inversiones.

y ordenaron a sus clientes vender sus acciones, puesto que la empresa había contratado a un “hippie loco” que iba a hacer fracasar la compañía, algunos pensaron que estaba drogado (Duhigg, 2012).

La dirección toma decisiones rápidas y contrata a una persona con un largo historial laboral, que va desde un puesto directivo intermedio en la “Veterans Administration” (Administración para los Veteranos), un cargo público del gobierno federal en Estados Unidos, hasta ocupar el cargo de Director adjunto de la Oficina de Administración y Presupuesto del Pentágono en Washington; luego llegó a ser presidente de la International Paper, una importante compañía de pasta química y papel (American Middle East Institute, 2020).

Resultados Al cabo de un año del discurso, los beneficios se incrementaron hasta alcanzar un récord, las acciones de la empresa se quintuplicaron cuando se jubiló en el año 2000, pero lo realmente significativo en la administración, fue que aquella empresa se constituyó como una de las empresas con mayor seguridad laboral del mundo, llegó a un índice de accidentes tan bajo que era más probable que un asesor de Wall Street sufriera un accidente en la oficina, que un trabajador de esta organización lo hiciera con todas sus maquinarias capaces de arrancar extremidades (Duhigg, 2012).

En octubre de 1987, el nuevo gerente subió al estrado del salón más elegante del Hotel Manhattan, en donde se encontraban reunidos una horda de notables inversores de Wall Street y analistas bursátiles, quienes habían pedido invitación al conocer que la compañía cambiaría de director, sin embargo nadie había oído de él en el medio. Con la seguridad típica de un gerente general abordó la tribuna y se dirigió a los presentes (Duhigg, 2012).

Identificó una señal sencilla “un accidente laboral” y propuso que el jefe de unidad le remitiera la información respectiva dentro de las 24 horas siguientes; pero con un análisis previo y una o varias propuestas donde se explique qué hacer para que el accidente no se vuelva a repetir. Con esta directriz consiguió un sistema de información asombrosamente eficiente, donde participaban, no solo los involucrados, sino cualquier trabajador que planteara alguna solución que evite la repetición del accidente.

-Quiero hablarles de la prevención del riesgo laboral -dijo-.Anualmente muchos trabajadores sufren accidentes que los obligan a perder algún día su trabajo. Aunque la tasa de accidentes de esta empresa está por debajo de la media en Estados Unidos y las maquinarias podrían fácilmente arrancar un brazo, mi objetivo es alcanzar el “efecto cero” en accidentes laborales (Duhigg, 2012).

Luego, las mejores propuestas se implementaban, esto hizo que todos, trabajadores, mandos medios y altos, piensen en la seguridad y en mejoras constantes en los procesos, de tal manera que si se presentaba algún accidente laboral, la información llegaba con rapidez hasta la dirección, con varias alternativas de solución y de primera mano. Poco a poco este sistema fue absorbiendo al resto de procesos, mejorándolos y por ende incrementando la calidad en todos los sentidos (Duhigg, 2012).

Sus palabras sorprendieron al público que quedó en silencio, no era el típico gerente con el tradicional discurso, no habló de ganancias, ni impuestos, ni del mercado, ni usó las palabras de moda: “sinergia”, “capital”, “competencia cooperativa”, ni siquiera se refirió a la calidad y se salió del guion que suelen tener estas reuniones.

Al final alguien preguntó sobre el coeficiente del capital de la compañía (Duhigg, 2012).

Conclusiones ¿Qué fue lo que hizo? Hizo lo que mejor sabía hacer, observar, obtener las prioridades de su lista, cuya primera categoría fue “SEGURIDAD” y descubrir que pequeños cambios en los hábitos provocaban reacciones en cadena, con un efecto palanca que derivan en el ansiado éxito.

-Creo que no me han oído-dijo - Nuestras cifras de seguridad nos dirán porque la empresa está como está, si reducimos la tasa de accidentes laborales no será por las tonterías que oyen hablar a los otros gerentes; sino por el compromiso de los trabajadores para crear un “hábito de excelencia”. “La seguridad es el indicativo de que estamos progresando en cambiar nuestros hábitos en toda la institución”. Así tendrán que evaluarnos (Duhigg, 2012).

En palabras de Paul H. O’Neill, gerente de ALCOA (Aluminum Company of America) “Me remití a lo básico, todo el mundo se merece salir del trabajo tan a salvo como ha entrado, ¿no le parece? No has de temer que alimentar a tu familia, pueda

Algunos inversores salieron apresuradamente 19

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costarte la vida”. (Duhigg, 2012)

problemas legales, no hay personas lastimadas, no hay familias desmoronadas, etc. El progreso es necesario, pero no tiene que lograrse a costa de las vidas de seres humanos, es hora de que las empresas se planteen alcanzar el “Efecto Cero”.

¿Esta estrategia es aplicable? Si, O’Neill no negociaba la seguridad, además a nadie le convenía, los trabajadores se sentían más seguros y al reducirse los accidentes, la producción incrementaba, manteniendo a la junta directiva y a los inversionistas contentos. En ningún contexto laboral un accidente representa algún tipo de beneficio, sino todo lo contrario. Invertir para conseguir una seguridad laboral total es romper un paradigma que asegura el éxito.

Referencias bibliográficas • American Middle East Institute. (2020). American Middle East Institute. Recuperado el 19 de abril de 2021, de In Memory of the Honorable Paul H. O’Neill: American Middle East Institute. https:// americanmei.org/about-amei/advisory-council/ honorable-paul-h-oneill/

Recomendaciones Para el caso de Alcoa o de las organizaciones del sector energético, ligadas a una calificación de Alto Riesgo y no sólo a las entidades grandes, la seguridad es la inversión más segura, un solo accidente puede frustrar cualquier intención de crecimiento o permanencia de las organizaciones en un instante. ¿Por qué invertir en seguridad?

Porque simplemente lo más importante y valioso en cualquier contexto es la vida humana, por ende los trabajadores que se sienten seguros son más productivos, si no hay accidentes no hay días perdidos, no hay paros de producción, no hay

• Duhigg, C. (2012). El Poder de los Hábitos. Urano.

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MONITOREO DE LA EROSIÓN REGRESIVA EN LA CUENCA DEL RÍO COCA, MEDIANTE FOTOGRAMETRÍA Y SISTEMA LÍDAR Ing. Francisco Cruz Levoyer Especialista de Geología – Comisión Ejecutora Río Coca CELEC EP

Presentación del tema

Características generales

a Comisión Ejecutora Río Coca (CERC) perteneciente a CELEC EP, a finales del año 2020 adquirió un sistema de monitoreo aéreo no tripulado, con la finalidad de estudiar el comportamiento y avance de la erosión regresiva del río Coca y sus tributarios; evento natural que se produjo por el deterioro y posterior colapso de la cascada San Rafael, dando inicio el 02 de febrero de 2020 a un proceso erosivo, con una magnitud única en el mundo y que hasta la presente fecha, ha ocasionado que en varias ocasiones se desplacen oleoductos y se pierdan tramos de la carretera E45, que une la ciudad de Quito con Lago Agrio, como también la pérdida de viviendas, terrenos y puentes de la zona.

Este sistema de monitoreo está constituido por un avanzado dron de marca DJI, modelo Mavic 2 Pro, que incorpora una cámara de 20 Mp, con el cual se realizan fotogrametría, inspecciones diarias del frente de erosión, sistema de verificación de ruta previa al uso del sistema lídar y su acompañamiento aéreo en ejecución y exploración. El segundo y más importante componente constituye el dron de marca CHCNAV, modelo BB4 UAV que incorpora un lídar (Light Detection and Ranging), modelo AlphaUni300, emisor Riegl mini Vux-2UAV de 5 retornos por cada emisión láser; además incorpora una cámara de 42 Mp. Este sistema lídar tiene las funciones de penetración del láser en la cobertura vegetal para obtención de puntos

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del terreno, generación de nube de puntos y realización de modelos digitales del terreno mucho más precisos, así como ortofotos.

hasta el frente de erosión y II B desde el frente de erosión hasta la ex cascada San Rafael.

Con este sistema de monitoreo, se obtienen ortofotos y topografía de detalle de la zona de influencia de esta erosión y permite generar modelos de superficie y de terreno, que constituyen insumos para las obras de diseño e investigación.

Gráfico 1. Ubicación de los polígonos base para monitoreo fotogramétrico y lídar Fuente: Autor

En los contornos de cada polígono se encuentran puntos de ajuste topográfico. Existen en la zona alrededor de 67 puntos de control topográficos para ajustar las ortofotos al sistema de coordenadas UTM, WGS 84 y zona 18 S. Aproximadamente 51 puntos fueron establecidos en el trabajo realizado por (Kawsus, 2020) y 16 puntos son nuevos o recuperados por la CERC.

Fotografía 2. Equipos de monitoreo aéreo no tripulados Fuente: Autor

Fotogrametría La planeación de los vuelos se los realiza con el software UgCS, con un traslape frontal de 85%, lateral de 70%, velocidad de vuelo 5m/s y una resolución del terreno GSD de 7,5 cm/pix.

Fotografía 3. Levantamiento lídar en la zona del campamento La Loma Fuente: Autor

Desarrollo Con la finalidad de monitorear la erosión regresiva desde la captación de la Central Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, hasta la zona de la ex cascada San Rafael mediante fotogrametría y sistema lídar, se estableció como referencia un abscisado sobre el eje del río Coca, siendo el origen de este 0+000 la cresta del vertedero de la captación y la 19+000 próxima a la ex cascada San Rafael. Sobre este trazado se establecieron 22 polígonos principales para realizar la base de monitoreo, siendo el polígono P1 el inicial, se encuentra ubicado en la Captación de la Central Coca Codo Sinclair y el último P22, que abarca la ex cascada hasta unos 300 m aguas abajo de esta. Esta zona se la definió como tramo II y a su vez está dividida en tramo II A, desde la captación

Gráfico 2. Planeación de fotogrametría polígono 22, ex cascada San Rafael Fuente: Autor

Procesamiento El procesamiento de las fotos levantadas con los drones, se las realiza con el software Agisoft Metashape, donde son orientadas y ajustadas con los puntos de control topográficos antes señalados, para posteriormente generar ortofotos y modelos de elevación.

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la nube de puntos para dejar solo la información correspondiente al terreno y generar el correspondiente modelo del terreno (MDT).

Gráfico 3. Procesamiento en Agisoft Metashape del levantamiento del polígono 22, 16-10-2021 Fuente: Autor

Con la nube densa obtenida y el modelo digital de superficie, se procede a realizar un segundo procesamiento, que tiene que ver con la clasificación de puntos y eliminación de ruido; con la finalidad de obtener un modelo digital del terreno, esto se lo realiza con Global Mapper 22.0.

Gráfico 6. Planificación de levantamiento lídar, sector campamento La Loma Fuente: Autor.

Resultados Mediante los monitoreos diarios y levantamientos fotogramétricos, se ha podido establecer que el frente de erosión se mantiene en la abscisa 7+900, próxima a la localidad de San Carlos, desde finales de julio de 2021.

Gráfico 4. Comparación de datos pre y post procesamiento Fuente: CERC

Fotografía 4. Vista del frente de erosión Fuente: Autor

Gráfico 5. Comparación datos crudos (puntos grises) y la eliminación de ruido (puntos azules) Fuente: CERC

Para el levantamiento lídar se utiliza el mismo software UgCS, teniendo en cuenta las características del sensor láser, así como el traslape necesario entre líneas de vuelo para obtener fotografías simultáneas que permitan generar una ortofoto.

Los datos lídar RTK se ajustan a una base GNSS, que se fija en tierra y posteriormente se descargan los datos y se procesan mediante los softwares, Copydata, CHCData, Intertial explorer y Copre para obtener los archivos con extensión, continuando así con la clasificación de

Gráfico 7. Ortofoto del frente de erosión con los puntos de control topográfico Fuente: Autor

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Las ortofotos generadas con el sistema lídar, han sido de gran utilidad para dar color a la nube de puntos obtenida, lo que facilita la clasificación de estos.

sitios más blandos, desvió su desembocadura 120 m aguas arriba en el río Coca.

Gráfico 8. Nube de puntos obtenida con el sistema lídar en las inmediaciones del campamento La Loma Fuente: Autor

Gráfico 11. Comparación morfológica a través del eje del río Piedra Fina original Fuente: Autor Gráfico 9. Nube de puntos obtenida con el sistema lídar en las inmediaciones del campamento La Loma, con el color de la ortofoto generada Fuente: Autor

La profundización del río Piedra Fina 2, cerca a la desembocadura con el río Coca, fue de alrededor de 20 m y en la parte alta frente a los taludes, donde se encontraban los oleoductos fue de 27 m, considerando la fecha del levantamiento.

Según los modelos de elevación, existieron sitios donde la profundización superó los 40 m.

El 03 de diciembre de 2021, se observó en el tramo de la carretera E45, pasando el puente sobre el río Piedra Fina 2, con dirección a la ciudad de Lago Agrio, fisuras paralelas y transversales a la vía, lo que denotaba el asentamiento e inestabilidad de la mesa de la carretera. El 10 de diciembre de 2021, se produjo el colapso de la vía debido a las fuertes lluvias y posteriormente los oleoductos.

Gráfico 10. Modelo digital del terreno y nube de puntos lídar (izquierda) y perfil topográfico multitemporal transversal al río Coca, sector campamento La Loma Fuente: Autor

Con base en el perfil realizado en las proximidades del campamento La Loma, se puede establecer que el río Coca, desde marzo hasta julio de 2021, se profundizó aproximadamente 15 m y se ensanchó 100 m adicionales.

Se han estudiado también los ríos tributarios como el río Piedra Fina 2, por sus cambios morfológicos que comprometieron infraestructura vial y petrolera. A partir del mes de junio del año 2021, se empezó a observar cambios en la desembocadura de este con el río Coca. La profundización del río Coca también afectó a los tributarios, siendo así que este río al encontrar 24

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Durante el año 2021, la erosión regresiva tuvo una influencia importante en las cercanías de la comunidad de San Luis, afectando ciertas viviendas, el puente de acceso a la Ventana 2, la carretera principal y sus variantes así como a los oleoductos.

Gráfico 12 Comparación morfológica a través del eje del río Piedra Fina (12/12/2021) Fuente: Autor

Fotografía 6. Evolución de la erosión regresiva sobre la vía E45 y edificación Fuente: Autor

Fotografía 7. Grietas de tracción y hundimiento en la vía correspondiente a mayo de 2021 Fuente: Autor

Fotografía 5. Avance de la erosión regresiva del río Piedra Fina 2 hacia el puente de vía E45 y oleoductos, diciembre 2021 Fuente: Autor

Fotografía 8. Colapso vía E45 y edificación rosada, mayo 2021 Fuente: Autor

Gráfico 14. Ortofoto del polígono 15 y perfil sobre la edificación Fuente: Autor Gráfico 13. Perfil topográfico transversal a la carretera E45 y oleoducto, pre y post inestabilidad Fuente: Autor

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Con base en los perfiles topográficos levantados, se observó claramente que la profundización del río Coca en 18 m, desde marzo y julio de 2021 con su ensanchamiento, produjeron la erosión del pie de la ladera, lo que dio lugar a continuas superficies circulares de rotura en los depósitos de avalancha del volcán Reventador y depósitos cuaternarios, mostrando en las crestas grietas de tracción.

La erosión regresiva en la zona del puente de Ventana 2, dio lugar a la profundización del río Coca en aproximadamente 18 m. Solamente el estribo izquierdo se mantiene, debido a que fue implantado sobre brechas volcánicas resistentes.

Conclusiones Los levantamientos fotogramétricos y lídar, han sido vitales para comprender y monitorear el avance de la erosión regresiva del río Coca, de forma segura y precisa con un alto rendimiento, obteniendo una densidad de 40 a 70 puntos por m2 o más, dependiendo de la configuración.

La topografía de detalle obtenida, ha sido un insumo indispensable para modelaciones y diseños de obras emergentes. Se han obtenido ortofotos, modelos de superficie y de terreno, que han sido socializados con las diferentes instituciones del Estado.

El monitoreo fotogramétrico ha sido fundamental en la zona de Piedra Fina 2, ya que se puedo alertar sobre el riesgo de la variante en construcción de Petroecuador y Sote, ante la erosión regresiva de este tributario del río Coca, lo que dio lugar a la purga de hidrocarburo a tiempo y no se presentaron daños ambientales.

Gráfico 15. Perfiles topográficos multi temporales en la sección trasversal río Coca – casa rosada, obtenidos con sistema lídar y fotogrametría Fuente: Autor

La geología de San Luis, no es homogénea debido a la presencia de brechas volcánicas de alta resistencia y flujos de lava, en comparación a la avalancha que presenta menor resistencia.

La zona sur de la localidad ha sufrido mayor erosión por los materiales y por recibir en la curva los impactos de las crecidas del río Coca, en relación al costado nororiental que presenta menor erosión, sin embargo debido a la presencia de un manantial se produjo un socavón, pero se mantiene estable.

En relación a los perfiles antes señalados en La Loma y Casa rosada, se obtiene una relación aproximada de que 1 m de profundización del río Coca, genera 7 m de avance lateral en las crestas dependiendo de la resistencia de los materiales.

Recomendaciones En los sitios de vegetación espesa, se recomienda el uso del sistema lídar con 5 pulsos de retorno, con el propósito de tener más posibilidades de hallar la superficie del suelo y en sitios donde se encuentre descubierta la superficie terrestre, es suficiente realizar fotogrametría pero se debe contar con puntos de control topográfico o sistema de RTK. De igual manera al estudiar la morfología aledaña al río, resulta mejor trabajar con lídar, debido a que no presenta ruido por el movimiento del río, como sí se presenta con la fotogrametría.

Referencias bibliográficas • KAWSUS (2020). Contrato de consultoría para levantamiento topográfico con ortofotogrametría –lídar y diagnóstico geológico geotécnico erosión del lecho del río Coca. CELEC. Gráfico 16. Comparación del avance de la erosión regresiva en el poblado de San Luis – Ventana 2 CCS Fuente: Autor

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E

l Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional – ECUACIER, cada año organiza el Seminario Nacional del Sector Eléctrico, esta ocasión se lo realizó en la ciudad de Cuenca. El objetivo de este evento es integrar a los profesionales del sector, promoviendo la investigación, desarrollo de proyectos y presentación de temas para innovar de forma general, los procesos eléctricos y energéticos del país.

Este evento se lo realizó en la ciudad de Cuenca en el Centro de Convenciones Mall del Río, del 27 al 29 de octubre del 2021; al Seminario asistieron alrededor de 260 participantes del sector, además de contar con La empresa eléctrica coorganizadora fue CENTROSUR C.A en conjunto con el ECUACIER.

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El primer día del XXXV Seminario Nacional, se realizó la inauguración, a la cual asistió el Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables, Ing. Juan Carlos Bermeo y el Viceministro de Electricidad y Energía Renovable, Ing. Gabriel Argüello, quién brindó una conferencia acerca del Sector Eléctrico Ecuatoriano y los diversos proyectos para el desarrollo energético.

También asistieron autoridades de la provincia como el Alcalde de Cuenca, Ing. Pedro Palacios y el Gobernador del Azuay, el Ing. Matías Abad.

Trabajos seleccionados

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Charlas magistrales 1. “SISTEMAS DE POTENCIA A LA NUEVA REALIDAD DE AHORA EN ADELANTE, LOS CAMBIOS EN LA CADENA DE TODOS LOS SEGMENTOS DEL SERVICIO: GERACIÓN, TRANSMISIÓN. DISTRIBUCIÓN, CONSUMIDORES, GESTIÓN REGULACIÓN, TECNOLOGÍA Y POLÍTICAS”, a cargo del PhD. Eduardo Nery, experto internacional;

2. “HUMANIZANDO LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA”, expuesta por el Mgs. Daniel Díaz, Secretario Ejecutivo del Consejo Mundial de Energía, WEC Colombia;

3. “RESILIENCIA EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA, CASOS DE ESTUDIO EN ECUADOR”, a cargo del Mgs. Alex Villamarin, Alumno Investigador del proyecto Resilient planning of low – carbón power system, Universidad de Chile.

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conclusiones de cada área 1. Se ha cumplido con el objetivo del Seminario, en el sentido del intercambio de experiencias y buenas prácticas que están en proceso de desarrollo, en ejecución y algunas ya implementadas en empresas de distribución del sector eléctrico.

2. Existen muy buenas propuestas de desarrollo en los aspectos expuestos por los participantes, como son la automatización de la operación del sistema de distribución, disminuir tiempos de reposición de servicio y mejorar su eficiencia, considerando la seguridad del talento humano y de la infraestructura eléctrica como tal.

1. Las buenas prácticas realizadas, así como el intercambio de experiencias, justifican que este evento, sea fundamental realizarlo como una forma de avanzar conjuntamente a un mayor desarrollo del sector.

2. Se puede indicar que las empresas y principalmente sus funcionarios están preparándose permanentemente para dotar de soluciones a los problemas cotidianos en favor de sus clientes.

3. Apuntalar a la mejora continua de los procesos, con el fin de cumplir y mejorar la atención a sus clientes, sustentados en la aplicación de regulaciones y normativas vigentes.

3. Los conocimientos técnicos y sus destrezas, aseguran la continuidad de un sector en buenas manos que auguran el cumplimiento de objetivos de calidad en la prestación del servicio.

4. Contemplan como objetivos alcanzar la optimización y eficiencia de los recursos a fin de garantizar su correcto uso, cuidado de la infraestructura eléctrica y la reducción de pérdidas.

4. La mejora continua se ha convertido en una regla de aplicación obligatoria, pudiendo verse el cambio de la filosofía de trabajo al interior de las empresas.

5. Continuar con estos espacios de integración del sector para el intercambio de experiencias y conocimientos, mismos que redundan en beneficio de la relación empresa – cliente.

5. Es importante resaltar la camaradería permanente que se dio durante el desarrollo de este evento, permitiendo compartir los conocimientos y estrechar los lazos fraternos entre la familia eléctrica.

6. Compartir y brindar asesoramiento y soporte técnico por parte de las empresas que han desarrollado o innovado tecnología, sistemas, procedimientos y aplicaciones, a aquellas que manifiesten interés o están en implementación de estas buenas prácticas.

6. Que este evento así como otros que podrán desarrollarse para solventar problemas específicos deben continuar, ya que sus resultados son beneficios para el sector.

7. Fomentar la revisión de la normativa con todos los actores del sector eléctrico, a fin de garantizar las mejores prestaciones de servicio eléctrico a los clientes, considerando las diferentes realidades de las empresas, liderado por el Ministerio y la Agencia de Regulación y Control.

7. Hace falta seguir trabajando en políticas generales del sector eléctrico, principalmente cuando se tiene una empresa generadora con un porcentaje de aporte importante en el país.

8. Impulsar la creación de un Comité Técnico Nacional permanente, encargado del desarrollo e investigación, integrado por personal de las empresas y las instituciones del sector eléctrico, para que apoye, impulse y coordine la implementación de las buenas prácticas en las empresas distribuidoras, a fin de alcanzar la excelencia en todas.

8. La integración en los aspectos técnicos y tecnológicos, permitirán tener un sector más coordinado y eficiente.

9. Aprovechar de estas experiencias y los conocimientos de los funcionarios para transferir en general a las empresas.

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96 2. La sociedad requiere del compromiso de todas las instancias para hacer las cosas con ética y transparencia, para lograr productos con calidad, evitando riesgos laborables, riesgos de sobornos y riegos ambientales.

3. La aplicación del sistema de gestión de calidad ayuda a mejorar los servicios que se brinda a los usuarios, optimiza recursos, genera motivación del personal y el crecimiento de la imagen institucional, siendo necesario, para que esto funcione y perdure en el tiempo, el compromiso y liderazgo de la alta dirección y el empoderamiento del personal.

1. Los trabajos presentados en el área de comercialización, han sido producto de experiencias en las diferentes empresas del sector eléctrico o aplicaciones que están en desarrollo, por lo que es importante que sean tomadas en cuenta para el análisis de implementación en forma general.

4. Un trabajo que normalmente presenta muchas dificultades en su construcción es el soterramiento de redes, por lo que, para lograr altos estándares, la clave está en la integración de técnicos ambientales, de seguridad y relaciones comunitarias; mantener relaciones cordiales con las autoridades y la comunidad; y, aplicar un control y seguimiento de riesgos y del medio ambiente.

2. La utilización de un solo sistema comercial a nivel nacional sería importante, con la finalidad de tener una organización óptima con los mismos objetivos y las mismas herramientas para brindar a los clientes la atención eficiente y de calidad.

3. Las herramientas tecnológicas actuales, permiten que la atención a los clientes y los procesos comerciales se realicen de forma virtual, por lo que es importante aprovechar estos avances y modernizar las áreas comerciales de las empresas.

5. Es necesario adquirir una cultura de analizar e identificar los riesgos a lo que podamos estar expuestos en cualquier actividad que vamos a realizar, de manera que podamos aplicar controles tendientes a evitarlos, siempre será mejor prevenir que corregir. En el sector eléctrico, hablar de accidentabilidad, generalmente implica riego de perder la vida, por lo que es imperativo contar con programas de adiestramiento y aprendizaje, para lograr habilidades y destrezas que reduzcan el riego de accidentes.

4. Se recomienda que las empresas del sector eléctrico implementen programas eficientes de energía para disminuir pérdidas en sistemas de medición, pérdidas técnicas y redes inteligentes para mejorar la atención al cliente.

5. Es importante que exista o se implemente un sistema de comunicación de los trabajos que se desarrollan en las diferentes empresas de forma permanente, para fortalecer los recursos humanos en lo que respecta a experiencias y capacitación constante, pudiendo el ECUACIER ser el vínculo que logre esta comunicación.

6. La utilización de tecnologías y elementos amigables con el medio ambiente se convierte en una premisa fundamental, como parte de coadyuvar a preservar nuestra casa grande. En este contexto adquieren especial importancia las áreas ambientalmente sensibles, como reservas naturales, humedales, fuentes hídricas que, en los casos que se requiera intervenir, se debe aplicar medidas acordes con este precepto y gestionar el reemplazo de equipos que no tengan estas características.

7. Una situación para tomar muy en cuenta, es la que se origina por que los dispositivos que actualmente se utilizan en los diferentes segmentos de la red eléctrica, tienen la capacidad de proveer una gran cantidad de datos, los cuales, para que sean útiles, es necesario contar con herramientas para analizar y manejar de manera sistemática, convirtiéndoles en información y está, a su vez en conocimiento, el cual es fundamental para la toma de decisiones. La inteligencia de datos es una alternativa orientada a este propósito, siendo recomendable que sea incorporada como

1. En cualquier actividad, está claro que es un deber optimizar el uso de recursos, con mayor razón si se trata del sector público, para lo que siempre será importante definir indicadores que brinden información suficiente para planificar adecuadamente las tareas, dentro de lo cual, es un insumo fundamental la retroalimentación de los usuarios.

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estrategia empresarial.

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microredes para abastecer a los moradores de este sector.

8. En este contexto, se expusieron ejemplos de aplicación, que han sido desarrollados para análisis de pérdidas, indicadores de calidad y predecir la estabilidad, tanto oscilatoria como transitoria del sistema nacional interconectado.

4. Se determina la importancia de la metodología del LCOE, misma que ayuda a determinar la fijación del precio, ya que esta metodología se enfoca en la recuperación del capital para el inversionista, minimizando los riesgos, debido a que este riesgo lo asume el estado. Adicionalmente la metodología LCOE puede modificarse de acuerdo a las necesidades o requerimientos, incluyendo múltiples variables obteniendo una tarifa adaptada a cada realidad.

9. Sobre la base de las leyes y normativa del estado ecuatoriano y considerando que éste no dispone de recursos para desarrollar proyectos de generación, se plantea como alternativa viable, promover alianzas público-privadas, en donde el socio estratégico privado se encargue de los estudios de ingeniería de detalle, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento el proyecto.

5. Se pudo identificar los consumos energéticos claves de una organización y la correlación con sus factores de control, también se estableció de manera cuantitativa la línea base energética, y se determinó mecanismos de control para verificar su validez en el tiempo mediante los gráficos estadísticos.

10. Se recomendó comenzar a aplicar técnicas de trabajo colaborativo, con lo que se logra interactuar dentro de un grupo, aportando criterios y soluciones cada participante.

6. Mediante el uso de las herramientas geográficas y de análisis de sistemas eléctricos de distribución, se ha logrado desarrollar una metodología cuantitativa para determinar los lugares con mayores propiedades para el desarrollo de centrales fotovoltaicas de generación.

11. A partir del hecho que la energía requerida para el funcionamiento del sector acuícola proviene, prácticamente en su totalidad, de fuentes que utilizan combustibles fósiles, lo cual no es eficiente, ni financiera ni ambientalmente, se platea reforzar las redes eléctricas para atender esa demanda y la de los sectores rurales aledaños, optimizando los recursos energéticos.

7. Realizar el estudio de ingeniería para conocer la capacidad real de generación en la ciudad de Cuenca y fomentar la regulación para la fácil importación de implementos de energía fotovoltaica.

12. Se compartió la experiencia de aplicación de la impresión 3d, para obtener dispositivos con buenas características y costos por debajo de los de mercado, por lo que será importante analizar la incorporación de este tipo de innovaciones en la gestión del sector.

8. Definir nueva metodología para fijación de precios de combustibles e incentivos a los importadores de derivados.

9. Se determina que el método propuesto de superposición espacial entre el mapa de densidad de carga, clientes y mapa de idoneidad permite obtener el mapa de sitios ideales que está determinado no solo por la mejor zona de producción, sino que permite también determinar en función de densidad de carga eléctrica existente en el sector, reduciendo de esta manera costos de infraestructura por la transmisión de esta energía a los sitios de carga.

1. Se determina la optimización en el espacio físico del Edifico de Centrosur que mantiene energía fotovoltaica.

10. Se recomienda que los estudios de generación distribuida estén asociados a un proceso integral de planificación, con ello es necesario actualizar las guías de planificación de las EEDs, para mantener la base de datos cartográficos del recurso renovable y estadístico actualizado para una oportuna determinación de implementación de nuevos proyectos.

2. Se ha llegado a una coherencia con los valores internacionales del Combustible, pero debe mejorarse la calidad de los mismos para un libre mercado que permita la utilización e importación de vehículos para combustibles que trabajen en Euro 5.

3. Se analiza el sector de Quitoloma para implementar soluciones de generación eólica de 33

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GANADORES DEL XXXV SEMINARIO NACIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO CUENCA 2021

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XXXVI SEMINARIO NACIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO 2022 El siguiente año la sede principal del Seminario, será la Empresa Eléctrica Regional del Sur S. A. - EERSSA

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Sistemas de Enfriamiento en Generadores Eléctricos de Plantas Termoeléctricas Ing. Alberto Fuentes Quijada Consultor en Centrales Termoeléctricas

Presentación del tema Los generadores de potencia eléctrica, también llamados alternadores, transforman la energía mecánica transmitida por un ente motriz, a través de un acoplamiento rígido entre ejes en energía eléctrica. Este generador es habitual en plantas de generación de energía. Los generadores refrigerados con gas durante su operación producen una gran cantidad de calor originado principalmente por dos causas:

denominada de sincronismo, es constante. Los generadores se componen de un devanado inductor y un devanado inducido, ambos independientes. El sistema inductor (el que crea el campo magnético) va en el rotor, parte móvil y el inducido (donde se genera realmente la energía eléctrica) en el estátor o parte fija. Otra característica de esta máquina es que el sistema inductor se alimenta con corriente continua. proporcionada a través de rectificadores estáticos o dinámicos, pudiendo regularse en estos la intensidad y tensión del campo inductor.

• Efecto Joule debido a las altas corrientes que circulan por los arrollados de este.

• Las pérdidas por rozamiento con el gas que se está usando como medio refrigerante que se producen cuando el rotor, que gira a altas velocidades, debe vencer la resistencia de la atmósfera que existe en el interior del alternador.

En las figuras mostradas a continuación pueden ver algunos de los componentes de un generador.

Para absorber este calor y mantener el generador refrigerado, se utilizan fluidos tales como el aire, hidrógeno (H2), agua, entre otros. Con respecto al segundo fluido se deben tomar todas las medidas de seguridad en cuanto a su operación y manejo. En estos equipos se hace necesario proporcionar un método efectivo para eliminar todo el calor que se produce, de tal forma que no se someta a los distintos componentes del generador a esfuerzos térmicos excesivos, a la vez que se intentan minimizar las pérdidas por el rozamiento entre el rotor y el gas usado para para la refrigeración.

Una mala refrigeración de un generador limita la potencia tanto activa como reactiva, además si la temperatura del generador no es controlada bajo los parámetros operativos, podría producirse la actuación de la protección por alta temperatura, a través de instrumentos que miden este parámetro, causando la salida de la máquina del sistema eléctrico.

Desarrollo Figura 1. Componentes de un generador

Los generadores eléctricos tienen dentro de sus características fundamentales, que la velocidad 36

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Generadores síncronos

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puede generar H2 mediante el reformado de gas natural, la opción preferida en las centrales es la electrólisis.

Este generador es comúnmente usado en plantas de generación de energía eléctrica. La máquina más utilizada en generación eléctrica es la máquina trifásica, que agrupa tres bobinas en el inducido en ángulos de 120°. Se producirán así tres ondas de tensión, una en cada bobina, obteniéndose así la llamada onda trifásica.

Dos tecnologías compiten en la actualidad en este campo: la alcalina y la de membrana de intercambio protónico, siendo esta última la que presenta mayores ventajas en cuanto a la pureza del gas generado, facilidad de mantenimiento y sencillez en la instalación.

En cuanto a velocidades de giro, estas dependen del número de polos en el inductor y de la frecuencia de la corriente de generación. En grandes máquinas lo más frecuente es la utilización de dos polos en el inductor. Al ser la frecuencia de 50 o 60 Hz, la velocidad del generador será de 3000 o 3600 rpm, dado que: rpm = frecuencia * 120/número de polos.

Las necesidades de H2 de un generador eléctrico se deben a los siguientes factores: • La reposición de las pérdidas de H2 a través de las juntas del alternador o cualquier otro sitio.

Típicamente estas pérdidas son del orden de 18 Nm3 (tres bombonas diarias) de H2 /día para los grupos de generadores de 400 MW o más.

Generadores de inducción

• Conservación de la pureza del H2 en los valores establecidos de operación (> 99 %).

Este tipo de generador es similar al anterior, con la diferencia de que en el sistema inductor, los conductores se encuentran unidos en corto asimilándose así a la máquina eléctrica con configuración de “jaula de ardilla”. Otra diferencia fundamental, es que la carga del generador es variable con la velocidad de este, siendo su regulación por velocidad. Este tipo de generadores no pueden contemplarse en un sistema aislado, ya que estos no son auto excitantes y por tanto deben utilizarse en paralelo con otros generadores. Se emplean fundamentalmente acoplados a turbinas secundarias recuperadoras de energía en centrales eléctricas, pero casi nunca como generadores principales.

Para garantizar la estanqueidad del generador y evitar que el H2 pueda fugarse, se hace necesario instalar equipos auxiliares que permitan asegurar el correcto sellado del generador en los extremos de su rotor.

Refrigeración con aire La tecnología ha permitido que generadores con una potencia de hasta de 150 MW, sean enfriados por aire con agua refrigerada y son llamados TEWC (totally enclosed water to air cooled), este tipo es un sistema de enfriamiento cerrado. El aire circula dentro del generador y por un intercambiador de calor, cede su calor al circuito de agua de refrigeración de la planta.

Para pequeños generadores, la refrigeración puede hacerse con aire los cuales son llamados abiertos OV (open ventilated).

Sistemas de refrigeración en generadores Los sistemas de refrigeración son usados en los generadores para extraer el calor que se produce por la generación de energía eléctrica.

El tipo OV es el más antiguo, el aire pasa solo una vez por los devanados y se devuelve caliente a la atmósfera. El mayor inconveniente de este sistema es la alta cantidad de impurezas que se depositan en los bobinados, por lo que se debe tener un buen sistema de depuración de aire mediante filtros. Otro problema que presenta este tipo de refrigeración, es el ruido que se genera por el movimiento que se le imprime al aire dentro del generador.

Estas premisas reducen el abanico de opciones a los dos gases que se han usado tradicionalmente, aire o H2. De los dos el H2 presenta mejores propiedades refrigerantes que el aire.

En la actualidad la mayoría de las centrales se abastecen de H2 (necesario para reponer las pérdidas y para las recargas en períodos de mantenimiento) mediante el suministro externo de gas. Sin embargo, es posible evitarse este suministro externo mediante la instalación de generadores de H2 “in situ”. Estos generadores evitan el trasiego de H2 con los riesgos que esto conlleva y además abaratan el precio de este, suponiendo una inversión atractiva con períodos de amortización, que según los casos pueden llegar a ser menores de tres años. Aunque se

Refrigeración por hidrógeno La utilización de H2 como medio refrigerante permite la construcción de generadores más grandes y con más potencia nominal. El H2 presenta mejores propiedades refrigerantes que el aire debido a: 37

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• Tiene una conductividad térmica siete veces mayor que el aire, lo cual facilita la transferencia de calor.

en todo momento se supervisa su conductividad.

El calor removido por esta agua es transferido a un intercambiador de calor cerrado (los fluidos no se mezclan) que utiliza agua del sistema de enfriamiento de la planta.

• Presenta una menor fricción ya que su densidad es del 7% de la densidad del aire, esto produce una operación más eficiente del generador ya que se reducen las pérdidas. La eficiencia de un alternador por este concepto puede llegar a aumentar en un 0,2%.

Pureza de hidrógeno en el generador El H2 contenido en el generador entra en contacto con todas las partes internas del mismo, así como también con lo que se llama aceite de sello, del cual comentaremos más adelante.

Esta condición hace que su pureza disminuya, variando significativamente la densidad de este gas y aumentando con ello el trabajo de los ventiladores del rotor del generador. La pureza de H2 es una de las variables operativas a ser monitoreadas constantemente, tanto por instrumentos instalados en línea, como por muestras aleatorias tomadas a las bombonas de H2 compradas a suplidores de este gas.

• El diseño necesario para el uso del H2 como refrigerante, proporciona a su vez protección intrínseca contra la humedad y la polución (aceite o polvo) que pudieran entrar en el interior del alternador produciendo fallos en el mismo, sin embargo, su uso no está exento de desventajas que deben ser tomadas en cuenta.

Los alternadores refrigerados por H2 necesitan mantener un determinado nivel de presión de este gas, típicamente entre 30 y 80 psig (2,11 kg/ cm2 y 5,6 kg/cm2).

La idea es conocer en todo momento el porcentaje de pureza y tomar las acciones correctivas de ser necesario. En la figura 1 se muestra que con una variación de un 4% (100% a 96%) de la pureza, se pueden producir pérdidas que pueden llegar a ser de 600 a 1200 US$/día, para generadores con potencias comprendidas entre 400 y 800 MW.

La alta conductividad térmica del H2 favorece la transferencia de calor y su baja densidad reduce significativamente la potencia consumida por el ventilador del generador, el cual es el encargado de hacer circular el refrigerante en todo su interior, sin embargo, uno de los mayores problemas de este tipo de refrigerante es el peligro de explosión dentro del generador por una posible entrada de aire; hay que recordar que con un contenido del 20% a 85% de oxígeno, la mezcla es altamente explosiva.

Por ello, estos generadores suelen ser equipados con instrumentos que permiten la detección temprana de pequeñas cantidades de oxígeno que hacen de estos generadores unos equipos seguros; de hecho la mayor parte de los grandes generadores se refrigeran con este gas. Los generadores refrigerados con H2 son los habituales en las plantas de generación térmica y deben ser a prueba de explosiones, esto incrementa el costo, ya que la ingeniería es más compleja y el diseño de la planta requiere tomar todas las precauciones del caso.

Figura 1. Pérdidas financieras

Con la finalidad de mantener la pureza del H2, este gas se hace pasar por un secador, que consiste en una cámara llena con material absorbente llamado alúmina activada. Está cámara se conecta cruzando los ventiladores del generador, entonces el gas circula a través del secador pudiendo la unidad estar en servicio.

El material absorbente puede extraer hasta un litro de agua del H2, esto va a depender de la cantidad de H2 contenida en el generador.

Refrigeración por agua e hidrógeno Pueden lograrse diseños de generadores aún más compactos mediante el uso de enfriamiento con agua en el devanado estatórico. El aumento de refrigeración permite una elevación de la corriente del generador, lo que conduce a un mejor rendimiento de este. El agua de enfriamiento circula dentro de las bobinas huecas del estator.

Esta agua es desionizada y se suministra en circuito cerrado con instrumentación en línea y

Para regenerar el material absorbente, se pone fuera de servicio el secador, para esto se cierran 38

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las válvulas de entrada y salida de H2 al secador y se purga el H2 al tanque de vació del sistema de aceite de sello. El agua es absorbida por la alúmina en el secador, una vez que finalice el proceso de secado (3 a 4 h) se drena al medio ambiente como vapor, para ello se hacer pasar un flujo de aire caliente proveniente de un elemento calefactor. Un protector termostático del secador controlará la temperatura del secado. El estado del medio secante pudiera determinarse por comparación de color, a través de una mirilla que trae el secador en la parte baja. El color puede ser azul claro cuando está seco y gris-rosado cuando está saturado por la humedad. Se debe regenerar el material absorbente cuando este cambie de color azul a gris.

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En la figura 3 se muestra un generador que sufrió una explosión en su exterior, al producirse una falla en el sistema de aceite de sellos que posibilitó la salida del H2 al medio ambiente, específicamente a la cabina donde se encuentra los colectores de los anillos de excitación.

La operación de regeneración del material absorbente, es realizada por el personal de operaciones de la planta, utilizando para ello el instructivo de este sistema. La otra manera de aumentar la pureza del H2 dentro del generador, es la inyección de H2 nuevo a través del sistema de bombonas que tiene cada generador.

Figura 3. Explosión en el exterior de un generador

Es necesario instalar equipos auxiliares que permitan asegurar el correcto sellado de la máquina en los extremos del eje y proporcionar una distribución efectiva del H2, una correcta presión de este y una monitorización de su pureza.

La elección del H2 viene determinada por la influencia de estas ventajas e inconvenientes en la operación del alternador.

El generador debe ser a prueba de explosiones, esto incrementa el costo de estos equipos, ya que la ingeniería es más compleja y el diseño de la planta requiere precauciones contra el riesgo de incendio o explosión por H2. Aun cuando las estadísticas no muestran muchos casos de incendios o explosiones en generadores que son refrigerados con este gas, hay reportes que indican que si han ocurrido estas catástrofes en este tipo de generadores. En las figuras 2 y 3, se muestran dos generadores que han tenido accidentes con H2.

Para generadores grandes, por encima de 150 MW, el aumento de eficiencia es un factor decisivo que compensa generalmente la complejidad inherente a la refrigeración con este gas, mientras que para alternadores entre 80 y 150 MW la decisión ya no es tan clara y existe margen para uno u otro sistema en función de las características de la central.

En la figura 2, se puede observar cómo quedó un generador después de una explosión en su interior por H2, no se ha confirmado la causa del accidente, sin embargo, se maneja la hipótesis que cuando se hacía el barrido de H2, se introdujo por error aire al generador con todavía presencia del mismo en su interior. En este accidente se puede ver que el generador cumplió con el diseño al soportar la explosión.

Si la elección para la refrigeración del alternador ha sido H2, es necesario asegurarse el suministro de este, no sólo para el llenado inicial, sino también para el llenado ante la necesidad de un mantenimiento del generador y la operación diaria de la planta, en tal sentido se debe contar con contratos de empresas suplidoras de H2 que garanticen un suministro confiable, tanto en cantidad, calidad y presión en las bombonas.

Sistema aceite de sellos Para garantizar el encapsulamiento del H2 dentro del generador a presiones, que pueden llegar hasta 80 lb/in2 (5,7 kg/cm2), se requiere de un sellado en sus extremos. Uno de los métodos más usados para cerrar es un sistema de sellos radiales con aceite. Su principio de funcionamiento se

Figura 2. Explosión en el interior de un generador

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basa en inyectar aceite a través de un sello radial, que por un lado está en contacto con el H2 y por el otro con el ambiente, se acostumbra a decir lado aire y lado H2. Este aceite produce un cierre hidráulico, manteniendo una presión diferencial a través de una válvula de 5 a 8 lb/in2 (0,352 a 0,56 kg/cm2), por encima de la presión del H2 dentro del generador. Ver figura 4.

El sistema de aceite de sellos cuenta además con dos bombas para el suministro de aceite para el sellado; una de corriente alterna y otra de corriente continua, con la finalidad de garantizar un sellado aun cuando se haya perdido la alimentación de corriente alterna. También cuenta con tuberías, instrumentación, válvulas y tanques separadores entre otros, ver figura 7. En algunas unidades también se puede alimentar el sello de H2 con aceite de lubricación de la turbina, en la figura 8, se puede apreciar un sistema como este.

Figura 4. Diferencia entre las presiones del aceite sellado y del hidrógeno

En las figuras 5 y 6 se detalla la configuración del sello.

Figura 7. Sistema de aceite de sellos

Figura 5. Detalles de un sello de hidrógeno

Figura 8. Sistema de aceite de sellado con diseño de barrido

Barrido de hidrógeno En el argot de operaciones de plantas, se conoce al barrido de H2 del generador, como una operación para desalojar todo el H2 contenido en el mismo, para realizar algún tipo de inspección en su interior (programada o de emergencia).

Figura 6. Sellos del eje del generador, evitando figuras de hidrógeno

Los fabricantes de generadores eléctricos resaltan dentro de sus recomendaciones 40

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en el mantenimiento a estos equipos, una inspección mayor cada 48.000 a 50.000 horas de funcionamiento. Dentro de estas inspecciones se detallan las pruebas de ensayos no destructivos, tales como inspección visual a todos los componentes internos y pruebas de ultrasonido a los anillos del generador (retainning ring), limpieza, revisión de cuñas de las bobinas estatóricas, inspección y medición del ajuste del sello de H2, entre otros.

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El H2 se consigue en bombonas con presión de 162 Kg/cm2 (2.300 lb/in2). Estas bombonas se encuentran colocadas en un rack, donde también se encuentran las de CO2; todas estas se hallan operativas, amarradas y además reunidas en un puesto de reducción de presión situada en el mismo local. La presión de reducción de las bombonas de H2, oscila entre 0.5 y 6 Kg/cm2, mantenidas por dos válvulas reductoras, una en servicio, mientras que la otra se encuentra dispuesta para activarse cuando se requiera.

Para realizar un mantenimiento mayor a un generador que tenga un sistema de refrigeración con H2 o agua, se necesita hacer una parada de la unidad, esperar que la temperatura del rotor de la turbina sea menor a 150 0C (3 o más días) para poder poner fuera de servicio el sistema de rotación lenta (giro lento o turning gear) y el sistema de aceite de lubricación. El sistema de aceite de sello continuará en servicio hasta que sea completado el barrido. El personal de mantenimiento u operaciones efectuará el barrido del H2 del generador, el cual se hará utilizando un gas inerte como el CO2.

Estas válvulas están previstas para llenar el generador con H2 y para cubrir las pérdidas que presentan durante el servicio. La presión deberá estar siempre arriba de la presión barométrica, para evitar toda entrada de aire al circuito que pudiera mezclarse con el H2.

Se recomienda tener en el rack de bombonas, un número de bombonas de CO2, que permita hacer un barrido de emergencia. Igualmente se recomienda que todas estas, tanto CO2 como H2, estén sujetas a la estructura del rack.

Cantidad de bombonas de CO2 requeridas para barrer el hidrógeno de un generador

Para realizar este barrido se deberá contar con personal entrenado, equipos de medición de pureza, concentración de H2 y CO2, reguladores de presión y bombonas de CO2. En las figuras 9 y 10 se puede observar un ejemplo de la disposición de las bombonas de CO2 y H2 y parte del proceso del barrido.

Es importante tener suficiente gas disponible para purgar con dióxido de carbono (CO2), el H2 del generador. Una bombona de CO2, cuando está totalmente cargada, tiene 50 lb (22.7 kg) de CO2, cuando se expande y calienta al ambiente dentro del generador, la bombona típica tiene 435 pies cúbicos (12.3 m3) de gas. De este gas, una fracción X, está disponible antes que la bombona sea removida del distribuidor. Si esta no es removida, X = 1. La fracción X puede ser inferior a 1 por el CO2 que se congela en el fondo de la bombona.

Debido a que alguna mezcla de gas ocurrirá durante el purgado, se requiere dos veces la cantidad de CO2 en bombonas para purgar el hidrógeno. El número de bombonas de CO2 = 2 * volumen del generador/(x * volumen de gas en una bombona).

Figura 9. Disposición de bombas de CO2

Ejemplo: Para un generador de 2.800 ft3 (80 m3) y una bombona originalmente a 32°F (0°C) para lo cual X = 0,64, entonces el número de bombona será 2 * 2.800/(0,64 * 435) = 20, lo cual corresponde a la cantidad de bombona de CO2 requeridas para estar disponibles en el caso de un purgado de emergencia.

Es recomendable la utilización únicamente de bombonas que descarguen la fase de vapor CO2.

Las bombonas que tienen un tubo sifón para que

Figura 10. Disposición de bombas de H2

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96 Bombona de H2

descarguen líquido, o bombonas con el puerto de descarga en la parte de abajo para descargar líquido, no deben utilizarse en el generador. El CO2 líquido, al cambiar de fase es extremadamente frío y puede afectar adversamente las soldaduras en las tuberías.

Una bombona de H2 tiene 239 ft3 a condiciones normales (6,77 m3), de estos 6,77 m3 cerca de 200 ft3 (5,7 m3) son utilizables porque la presión decae durante la descarga. A 70°F (21°C) la presión dentro de la bombona es 2.300 lb/in2 (162 kg/cm2).

También se forma fácilmente CO2 sólido, luego de que la presión cae en una restricción de flujo y potencialmente bloquea la tubería.

Por razones de seguridad, se recomienda minimizar el número de bombonas activas de H2 en el colector de la unidad y no abrir las válvulas de las bombonas de H2 antes de ser conectadas a un regulador distribuidor, dado que puede ocurrir “autoignición”.

Cálculo de la cantidad de bombonas de hidrógeno para purgar el CO2 y llenar el generador Una bombona típica de H2 tiene cerca de 239 pies3 (6,77 m3), utilizable cuando se calienta a la temperatura ambiente dentro del generador.

Debido a que alguna mezcla de gas ocurrirá durante el purgado, se requerirá dos veces la cantidad de hidrógeno.

Una vez verificado que se ha desalojado todo el H2 del generador a través del CO2 (se debe estar seguro que no hay presencia de H2 en el generador), se procederá a la inyección de aire seco para expulsar todo el CO2. Luego se presurizará el generador a 5 lb/in2 (0,35 kg/ cm2), quedando en condiciones para comenzar su mantenimiento.

El número de bombonas de purga = 2 * volumen del generador/volumen de gas de una bombona. Se requerirán bombonas adicionales de H2 para presurizar el generador. Una cantidad conservadora es: número de bombona para llenado = N * (volumen del generador / volumen de gas) en una bombona, donde N se puede seleccionar de la siguiente tabla.

En cada planta en donde los generadores sean refrigerados por H2 o H2 más agua, deberán contar con sus instructivos de operación para el barrido del generador, así como también todas las normas en materia de seguridad que rigen para estos procedimientos.

Referencias bibliográfica • ABB, “Hydrogen Analyzer System”, www.abb. com. Ayoub M. Kazim: “Exergetic efficiency of a PEM electrolyser at various operating temperatures”.

Int. J. Exergy,Vol. 1, No. 1, 2004. Electric Energy OnLine, News, www.elecricenergyonline.com, 2004.

EPRI CT Center www.eprictcenter.com. Larminie, J. Dicks A.:“Fuel Cell System Explained”.Wiley New York. Peavy M.A.:“Fuel From Water”. Merit Inc Louisville. Sensidyne, Inc.: “New gas sensors simplify power plant gas detection”, www.sensydine.com • Refrigeración de alternadores con hidrógeno producido mediante electrolizadores tipo PE Ingeniero Agustín Delgado Martín

El número total de bombonas de H2 que deberían estar disponibles antes de introducir este gas dentro del generador es igual al número de bombona para purgado más el número de bombona para llenado. Ejemplo: para purgar y presurizar un generador de 2.800 pies3 (80 m3) a 60 lb/in2 (4 kg/cm2), debería haber 2 * (2.800/239) + 4 * (2.800/239) = 70, lo cual corresponde al número de bombonas que se deben tener disponibles.

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METODOLOGÍA PARA DETERMINACIÓN DE EFICIENCIA DE PLANES DE MANEJO AMBIENTAL, APLICADA EN LOS PROCESOS DE GENERACIÓN Y SUBTRANSMISIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO Ing. Paola Jácome González, Mgs Gestión y Fiscalización Ambiental EEQ Ing. Elena Albuja Valverde, Mgs Fiscalizadora Ambiental y Proyectos de Soterramiento EEQ 44

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C

on la publicación en el Registro Oficial Suplemento 2 del 31 de marzo del 2003 del Texto Unificado de Legislación Ambiental Unificada (TULSMA) en el 2003, la Empresa identificó la necesidad de incluir el cumplimiento del Marco Legal dentro de los Procesos de Generación y Subtransmisión; y, desde el año 2012 la implementación de la gestión ha permitido que la Empresa Eléctrica Quito pueda prevenir, mitigar y controlar los impactos ambientales provocados por los procesos de Generación y Subtransmisión.

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Tabla 1. Determinación de Variables Autor: Jácome, Albuja. 2019

• Evaluación global de las instalaciones: En el numeral uno, se indica la fase inicial o línea base, esta evalúa integralmente a todas las centrales, subestaciones y líneas de subtransmisión.

• Evaluación por Instalaciones: En el numeral dos a diferencia del periodo anterior se evalúa por Licencia Ambiental. Se lo considera de transición por el cambio de competencias para la regularización ambiental del CONELEC hacia el Ministerio del Ambiente-Dirección Provincial de Pichincha.

Características generales

Sobre la base de la problemática presentada, era necesario determinar el estado del desempeño ambiental en los procesos de Generación y Subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito en un periodo de 10 años, para ello se determinó la metodología presentada a continuación, con el fin de comprobar si efectivamente las acciones implementadas resultaron eficientes en los procesos evaluados.

En el numeral tres de la Tabla 1, se indica la fase de estabilidad, para un periodo comprendido entre el 2015 al 2017 y tenía las siguientes características: las Auditorías Ambientales de cumplimiento mantienen la evaluación por Licencia Ambiental, se actualizan los PMA acorde a cada instalación, la legislación se mantiene en su mayoría las especificaciones técnicas, todas las instalaciones en operación cuentan con Licencias Ambientales.

Desarrollo Hasta abril del 2015, la Empresa Eléctrica Quito ha sido sujeta de afectaciones drásticas en el desempeño del manejo ambiental, provocadas por la desactualización de los Planes de Manejo Ambiental, cambio de Autoridades Ambientales, los cambios repentinos y significativos en el Marco Legal Ambiental.

Resultados obtenidos Regularización Ambiental Se detallan en la tabla a continuación:

La metodología a presentar contempla cinco hidroeléctricas, una termoeléctrica, 41 Subestaciones y 610 Km de Líneas de Subtransmisión, en un periodo de tiempo de 10 años definidos conforme se describe a continuación, tomando en cuenta las Auditorías Ambientales de cumplimiento y las variables de la tabla 1: 1. Fase inicial o línea base (FI): se toma el periodo desde el 2008 hasta el 2013.

Tabla 2. Licencias Ambientales Autor: Jácome, Albuja. 2019

De manera general en los procesos de Generación y Subtransmisión se presentaba un incumplimiento legal ambiental del 78% hasta antes del 2012, por lo que se inició el proceso inmediato de Regularización Ambiental, con el siguiente plan de acción:

2. Fase de transición (FT): se considera el periodo 2014 – 2015.

3. Fase de estabilidad (FE): contempla el periodo 2016 – 2018.

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96 Definición de criterios: Se considera un PMA eficiente cuando el resultado de la siguiente fórmula es mayor a 95:

Es eficiente: Cuando el mayor número de medidas son aplicables.

Es parcialmente eficiente: (pocas medidas son aplicables) cuando el resultado de la fórmula está en el rango menor a 94.5 y mayor a 80.

Es deficiente: cuando el resultado de la fórmula es menor que 80, es decir cuando las medidas no están acorde a la realidad de las instalaciones en operación.

Tabla 3. Plan de Acción para Regularización Ambiental Autor: Jácome, Albuja. 2019

En la figura No 2., se demuestra a través de una línea de tiempo la cantidad de permisos ambientales que se obtuvieron hasta el 2018.

Para las Centrales de Generación, en base a los criterios indicados, a continuación se presentan gráficamente los resultados:

Figura 2. Línea de Tiempo – Permisos Ambientales Autor: Jácome, Albuja. 2019

Figura 3. Eficiencia del PMA-Cumbayá Autor: Jácome, Albuja. 2019

Evaluación global de las instalaciones 1. En fase inicial o línea base (2008-2013), se determinó el porcentaje de cumplimiento en función del número de medidas de cada programa por cada instalación, conforme los siguientes criterios:

Figura 4. Eficiencia del PMA-Nayón.

Autor: Jácome, Albuja. 2019

Tabla 4. Criterio de Categorización de Eficiencia de los PMA Autor: Jácome, Albuja. 2019

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En el caso de la Central Termoeléctrica Gualberto Hernández, no existe una tendencia, pues como lo refleja la figura, el cumplimiento del PMA ha presentado todos los criterios en el periodo analizado, esto a causa de que los programas y medidas no fueron técnicamente establecidos, por lo que el porcentaje de aplicabilidad es menor.

Para el área de Subtransmisión, fue necesario definir otro criterio, que responde al gran número de programas y medidas no aplicables establecidas en el PMA, por lo que a continuación se describe el criterio:

Figura 5. Eficiencia del PMA-Guangopolo Autor: Jácome, Albuja. 2019

Tabla 5. Criterio de Categorización de Aplicabilidad de PMA Autor: Jácome, Albuja. 2019

Definición de criterios: • Considerando la cantidad de Líneas de Subtransmisión y Subestaciones y que el PMA contaba con 24 programas con 20 medidas, de los cuales 4 programas no son aplicables, es decir una medida por cada programa, se restringe el criterio de análisis a la cantidad de medidas aplicables planteadas y no a los hallazgos encontrados.

Considerando la tendencia obtenida en las Centrales de Generación (parcialmente eficiente = 75), se establece este mismo valor como una meta hipotética con fines comparativos para determinar la eficiencia de los programas.

Figura 6. Eficiencia del PMA-Los Chillos Autor: Jácome, Albuja. 2019

A continuación se presentan gráficamente los resultados respecto de la eficiencia: Figura 7. Eficiencia del PMA-Pasochoa Autor: Jácome, Albuja. 2019

En cuanto a las Centrales Hidroeléctricas, la tendencia de eficiencia del PMA se mantiene en PARCIAL durante el periodo analizado (2008-2013); es decir que pocas medidas fueron aplicables:

Figura 9. Eficiencia del PMA Autor: Jácome, Albuja. 2019

Evaluación por Instalaciones /Licencia Ambiental 2. En fase de transición (2014-2015), según las variables identificadas, se determinó el porcentaje de cumplimiento en función del número de medidas, considerando cada una de las Licencias Ambientales. Para el análisis de eficiencia en

Figura 8. Eficiencia del PMA-CTGH. Jácome, Albuja. 2019.

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Centrales, se mantuvo el mismo criterio planteado en la fase de línea base referida en la Tabla No 4.

En la figura anterior, se puede visualizar que la tendencia de la eficiencia se mantiene en la mayoría de las instalaciones. En comparación con la fase de línea base, es claro el mejoramiento del desempeño ambiental.

A continuación se presentan gráficamente los resultados respecto de la eficiencia del PMA:

3. En fase de estabilidad (2016-2018) y con el fin de realizar un análisis comparativo respecto a los periodos anteriores, se mantuvo el criterio de análisis (fase de transición) para Generación y Subtransmisión.

A continuación se presentan gráficamente los resultados respecto de la eficiencia del PMA:

Figura 10. Eficiencia del PMA por instalación Autor: Jácome, Albuja. 2019

Durante el periodo 2014-2015, la tendencia en la aplicación de los PMAs en las Centrales de Generación es eficiente. En comparación con los resultados de la línea base se mantiene la tendencia de eficiencia en estas instalaciones.

Para el análisis de eficiencia en Subtransmisión, se mantuvo el mismo criterio planteado en la fase de línea base referida en la Tabla No 4, sin embargo se modificaron los rangos, en razón del incremento significativo del número de medidas, con el objeto de determinar la eficiencia de los PMAs conforme los siguientes rangos:

Figura 12. Eficiencia del PMA por instalación Autor: Jácome, Albuja. 2019

Como lo demuestra la figura anterior, la tendencia en la aplicación de los PMAs en las Centrales de Generación es parcialmente eficiente, puesto que se actualizaron los planes en función de la operatividad real de las instalaciones, por lo que la evaluación fue de carácter más objetivo.

A continuación se presentan gráficamente los resultados respecto de la eficiencia del PMA:

Tabla 6. Criterio de Categorización de Eficiencia.

Autor: Jácome, Albuja. 2019

A continuación se presentan gráficamente los resultados respecto de la eficiencia del PMA:

Figura 13. Eficiencia del PMA por instalación Autor: Jácome, Albuja. 2019

Como lo demuestra la figura anterior, durante el periodo 2015-2017, la tendencia en la aplicación de los PMAs en subtransmisión es eficiente, dado que se actualizaron los planes en función de la operatividad real de las instalaciones por lo que la evaluación fue de carácter más objetivo, demostrando mejora en el desempeño ambiental.

Figura 11. Eficiencia del PMA por instalación Autor: Jácome, Albuja. 2019

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Conclusiones

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Líneas de Subtransmisión por Licencia Ambiental (total 14).

Se establecieron variables de análisis para determinar el estado de gestión ambiental de la Empresa Eléctrica Quito en los últimos nueve años, las mismas que permitieron determinar los factores que inciden en mayor o menor grado en el desempeño ambiental de las instalaciones.

Los resultados del análisis permitirán implementar acciones y medidas que permitan controlar las causas de no aplicabilidad y aparición de hallazgos.

• APA, Formato APA para la presentación de trabajos escritos, http://normasapa.com/formatoapa-presentacion-trabajos-escritos/.

• SAICA (2015-2017), Auditoria Ambiental de Cumplimiento de Centrales, Subestaciones y Líneas de Subtransmisión (total 15).

Mantener un criterio técnico ambiental, para la evaluación, del desempeño ambiental en cada una de las instalaciones operativas de una Empresa, constituyen un factor importante para alcanzar la mejora continua en la gestión ambiental de una institución.

Durante el periodo de evaluación la experiencia ha demostrado que el tiempo promueve los resultados de un arduo trabajo diario, lo que provoca que la tendencia de eficiencia en la aplicación de los Planes de Manejo Ambiental sea mayor a medida que transcurre el tiempo.

Recomendaciones Se recomienda que las Autoridades Ambientales consideren la posibilidad de integrar las instalaciones en una Licencia Ambiental Unificada, que permita la estandarización de Planes de Manejo a nivel de Empresa, con el fin de que la evaluación durante la Auditoria sea un instrumento cuyos resultados permitan implementar medidas más acordes a la realidad legal y operacional de las instalaciones.

Referencias bibliográficas • ABRUS (2013), Auditoría Ambiental de Cumplimiento Anual de las Subestaciones y Líneas de Subtransmisión de la EEQ. • Empresa Eléctrica Quito (2008), Auditoria Ambiental Externa de Cumplimiento para Proyectos de Generación, Líneas y Subestaciones.

• Empresa Eléctrica Quito (2009), Auditoria Ambiental para Centrales, Subestaciones y Líneas.

Empresa Eléctrica Quito (2010), Auditoria Ambiental Interna de Cumplimiento.

• Empresa Eléctrica Quito (2011), Auditoria Ambiental de Cumplimiento.

Empresa Eléctrica Quito (2012), Auditoria Ambiental de Cumplimiento.

• ENVIROTEC (2014-2015), Auditoria Ambiental de Cumplimiento de Centrales, Subestaciones y 49

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Análisis estadístico espacial de incidencias no programadas en la Empresa Eléctrica de Ambato Regional Centro Norte S.A. Ing. Bryan Mayorga Márquez Departamento de Subtransmisión EEASA

Resumen

E

ste documento presenta un modelo computacional, realizado con el conjunto de herramientas de ESRI - ArcGIS, para realizar un mapa calor de suspensión de servicio eléctrico, causado por incidentes no programados, en respuesta a un problema dentro del proceso de planificación, de corto, mediano y largo plazo del sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. con el fin de garantizar el continuo fluido eléctrico.

empresas ejecutan un flujo de trabajo para: averiguar qué causó el problema, evaluar el daño y solucionarlo. La Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A., desde este momento llamada EEASA, emplea los sistemas GIS en ciertos flujos de trabajo, como la gestión de interrupción o la planificación de la distribución, además posee una base de datos estructurada de los diferentes equipos de la red, pero a pesar de esas buenas prácticas hay un problema que aún no se ha hecho frente, y es que, se posee mucha información que aún no es estudiada de forma especializada.

Los resultados son mostrados con herramientas de Inteligencia de Negocios, Bussiness Intelligence, las cuales permiten tener un panorama general del estado de la infraestructura eléctrica.

Además de revelar patrones espaciales, basados en herramientas estadísticas que eliminan la subjetividad para la toma de decisiones durante el proceso de planificación.

Con el fin de garantizar la energía eléctrica a los clientes, los planificadores del sistema de subtransmisión y distribución deben ser capaces de identificar los riesgos de que un equipo falle y provoque un corte de electricidad. Si bien las distribuidoras no pueden controlar el clima, los terremotos o los incendios forestales, si se pueden determinar las vulnerabilidades de los equipos a estos riesgos.

Introducción La energía eléctrica se encuentra presente en casi todas las actividades económicas y sociales del día a día, gracias a su versatilidad y controlabilidad, se usa en hogares, comercios, negocios, industrias, transporte, agricultura, fábricas, hospitales, estadios, entre otros. Además de ser un servicio es una necesidad básica. Un escenario sin alumbrado, refrigeración, televisión, electrodomésticos y computadoras resulta bastante difícil de concebir en este mundo moderno.

Dentro de este contexto la misión principal de una empresa eléctrica, es garantizar el abastecimiento de electricidad en todo momento bajo estándares de calidad. Por lo tanto, cuando hay un corte de energía inesperado o no programado, las

Por todo lo anterior dicho, este trabajo tendrá un enfoque de análisis especial para generar un mapa de calor de horas de restablecimiento del servicio eléctrico, en base a los históricos de incidencias reportados por los clientes. También crear un modelo dinámico de consulta de causas y subcausas de incidentes presentado en un mapa GIS, que muestre el riesgo relativo de un sistema de distribución eléctrica aérea a un determinado evento.

Marco Teórico Incidentes del servicio eléctrico Según la Regulación 001/2020 del ARCONEL, 50

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Distribución y comercialización de energía eléctrica. “La distribuidora podrá suspender el servicio de energía eléctrica a los consumidores por cualquiera de los casos definidos en el artículo 71 de la LOSPEE. Para este efecto, previo a la suspensión la distribuidora emitirá una notificación al consumidor, en la que se detallará el(los) motivo(s) de la suspensión del servicio y registrará la lectura del medidor al momento de la suspensión. Se exceptúan de dicha obligación los eventos de fuerza mayor o caso fortuito.”

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Figura 2. El análisis espacial facilita información en la toma de decisiones

El proceso de análisis espacial puede ser sencillo, como identificar patrones en un mapa, o tan complejo como construir modelos que imiten los procesos del mundo real, combinando una serie de herramientas y datos para obtener información derivada.

Para el caso de suspensiones programadas del servicio, la distribuidora deberá informar con un mínimo de 24 horas de antelación, a través de medios de comunicación a los consumidores afectados.

Sin embargo, existen situaciones como eventos de fuerza mayor o caso fortuitos que no se pueden prever ni evitar, a consecuencia del entorno ambiental, clima, daños por terceros, infraestructura deteriorada entre otros. A este tipo de incidentes se les denomina no programados. + En la Figura 1. Se muestran los históricos de Incidentes no programados del año 2020 – 2021 correspondientes a la EEASA.

Figura 3. Cuatro tipos comunes de análisis espacial (ESRI, s.f.)

Estadística espacial La estadística espacial es la aplicación de herramientas y métodos matemáticos basados en relaciones espaciales, donde sus tareas más comunes son: • Minimizar la subjetividad inherente a la interpretación visual humana de mapas y datos espaciales.

• Identificar y cuantificar patrones y tendencias en los datos que pueden no revelarse en el análisis visual.

Figura 1. Incidencias históricas de la EEASA

Análisis espacial

Dentro de ArcGIS se pueden encontrar dos tipos de herramientas relacionadas con la estadística espacial: la descriptiva e inferencial.

El análisis especial es el proceso de examinar localizaciones, atributos y relaciones entre entidades con los datos espaciales, mediante la superposición y otras técnicas analíticas para abordar una pregunta o ganar un conocimiento que sea útil (ESRI, s.f.). El análisis espacial extrae información espacial y crea conocimiento para la toma de decisiones.

El presente trabajo se enfoca en las herramientas de estadística inferencial, las cuales emplean una hipótesis nula. La hipótesis nula para ArcGIS es la aleatoriedad espacial completa, en la ubicación de las características o los valores asociados con esas características.

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Análisis de puntos calientes

La estadística j i* es una puntuación z, por lo que no se requiere más cálculos. Para las puntuaciones z positivas que son estadísticamente significativas, mientras más grande es la puntuación z, más intenso es el clustering de valores altos (punto caliente). Para las puntuaciones z negativas que son estadísticamente significativas, mientras más pequeña es la puntuación z, más intenso es el clustering de valores bajos (punto frío).

El análisis de puntos calientes optimizados de ArcGIS se basa en que, dados unos puntos de incidentes o unas entidades ponderadas (puntos o polígonos), crea un mapa de puntos calientes y fríos significativos en términos estadísticos mediante el uso de la estadística Gi* de GetisOrd, la cual evalúa las características de la clase de entidad de entrada para producir resultados óptimos.

Metodología e implementación

Esta herramienta identifica clústeres espaciales estadísticamente significativos de valores altos (puntos calientes) y valores bajos (puntos fríos).

Agrega automáticamente datos de incidentes, identifica una escala de análisis apropiada y corrige tanto las diversas pruebas como la independencia espacial. Esta herramienta interroga los datos para determinar la configuración que producirá resultados óptimos en el análisis de puntos calientes. (ESRI, ArcGIS Pro, s.f.)

El caso de estudio es la EEASA, misma que posee el área de servicio más grande del Ecuador y tiene alrededor de 280.000 clientes.

Con ModelBuilder se desarrolla un modelo que permite ingresar los eventos históricos provenientes del ADMS, analizarlos por el tiempo de restablecimiento en horas y obtener un mapa ráster para medir las zonas históricas. El proceso conectado con los datos y herramientas se muestran en la Figura 4.

La herramienta de puntos calientes calcula la estadística Gi* de Getis-Ord (que se pronuncia G-i-estrella) para cada entidad en un dataset.

Las puntuaciones z y los valores P resultantes, indican dónde se agrupan espacialmente las entidades con valores altos o bajos. Esta herramienta funciona mediante la búsqueda de cada entidad dentro del contexto de entidades vecinas. Una entidad con un valor alto es interesante, pero es posible que no sea un punto caliente estadísticamente significativo. Para ser un punto caliente estadísticamente significativo, una entidad debe tener un valor alto y también estar rodeada por otras entidades con valores altos. La estadística Gi* de Getis-Ord está dada por la Ecuación 1.

Figura 4. ModelBuilder de análisis de puntos calientes optimizado

Las incidencias cargadas en el modelo, son formato .csv provenientes de los reportes del ADMS. Los polígonos delimitantes corresponden a todas las parroquias de la EEASA en formato .lyr. El campo de análisis son las horas de restablecimiento y el tamaño de las celdas del ráster es de 500 metros por 500 metros. El mapa de entidades de salida se muestra en la Figura 5.

Donde x j es el valor atributo para la característica j, w, i, j es el peso espacial entre la característica i y j, n es igual al número total de características, y:

Figura 5. Mapa de calor en base a las horas de restablecimiento del servicio

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Es necesario indicar que los puntos calientes son puntuaciones z positivas, donde representan valores altos e intensos dentro de un clustering, no necesariamente implica que un punto caliente sea sinónimo de no cumplimiento en resolución de un reclamo. Cada reclamo dependiendo de su naturaleza (daño en media voltaje, bajo voltaje, alumbrado público, etc), posee su tiempo de resolución según lo establecido en la Regulación Nro. ARCONEL 001/17. Por tanto, este trabajo posee un enfoque general de los tiempos de atención, referidos a incidencias con voltajes iguales o menores a 13,8kV, excluyendo alimentadores y reconectadores.

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• Cuando las incidencias llegan en el turno de la mañana de 06h00 a 14h00, los puntos calientes por horas de atención se sitúan en las parroquias de: Pilaguin, Rumipamba, Quero, Lligua, Puyo, Diez de Agosto, Canelos, Simon Bolívar, Santa Clara, Carlos Julio Arosemena Tola, Puerto Napo, Ahuano, Puerto Misahualli, Tena y Archidona.

• Cuando las incidencias llegan en el turno de la tarde de14h00 a 22h00, los puntos calientes por horas de atención se sitúan en las parroquias de: San Fernando, Pasa, Pilaguin, Juan Benigno Vela, Tisaleo, Quinchicoto, Pinguili, Mocha, Cevallos, Quero, Rumipamba, Emilio Terán, Los Andes, Río Negro, Shell, Puyo, Veracruz, Puyo, Tarqui, Madre Tierra, Pomona, Teniente Hugo Ortiz, Tarqui, Talag, Tena, Archidona, Puerto Misahualli, Ahuano, El Triunfo, Pomona, Madre Tierra, Sangay y Simón Bolívar.

Una vez que el ArcGIS realiza el análisis, los resultados son compartidos de una manera dinámica y sencilla para los demás, mediante un servicio web accesible desde computadoras de escritorio y dispositivos móviles (por ejemplo, computadoras portátiles, tabletas y teléfonos inteligentes).

• Cuando las incidencias llegan en el turno de la noche de 22h00 a 06h00, los puntos calientes por horas de atención se sitúan en las parroquias de: Pinguili y Quero.

El Dashboard desarrollado con WebMap del Feature Service publicado en ArcGIS Server, de la Figura 6, muestra que las incidencias atendidas en el 2020, son 5793 con un tiempo promedio de atención de 6,3 horas. Además se identifica que la mayor cantidad de incidencias atendidas se dio en el mes de noviembre con un valor de 327 en el turno de la mañana, 255 en el turno de la tarde y 22 durante la noche. También se observa que la mayor cantidad de incidencias no programadas durante el 2020 fueron reportadas de 10h00 a 11h00, con un total de 501.

De manera que se divisa la necesidad de reforzar la atención en el horario del turno de la tarde de 14h00 a 22h00, en las zonas rurales.

Ante estas necesidades, el 09 de diciembre del 2021 la EEASA inauguró la Agencia Mocha con un horario de atención de 08h00 a 16h30, la cual busca mejorar los tiempos de atención de 8 mil habitantes ubicados en los cantones de Mocha, Tisaleo y Cevallos.

Referencias bibliográficas • ESRI. (s.f.). ArcGIS Pro. Obtenido de https://pro. arcgis.com/es/pro-app/latest/tool-reference/ spatial-statistics/optimized-hot-spot-analysis.htm • ESRI. (s.f.). ArcGIS Resources. Obtenido de https://resources.arcgis.com/es/help/gettingstarted/articles/026n00000004000000.htm Figura 6. Dashboard de mapa de calor en base a las horas de restablecimiento del servicio

Conclusiones Mediante la estadística espacial se pudo correlacionar los incidentes históricos no programadas en la red eléctrica de la EEASA y su ubicación espacial, mediante el análisis de puntos calientes optimizado del paquete de herramientas de ArcGIS. El análisis de puntos calientes optimizado permitió determinar que:

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entrevista

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Ing. Antonio Borrero Vega Gerente General Empresa Electro Generadora del Austro Elecaustro S.A.

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¿Cuáles son las expectativas con la construcción del Proyecto Eólico Minas de Huascachaca?

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Este gran proyecto, ¿En qué fecha entra en operación?

Después de 5 años, al momento nos encontramos ya en los últimos 5 meses de trabajo, es decir, en la recta final para entregar el proyecto en el mes de julio de 2022.

Los proyectos eólicos en nuestro país, presentan una oportunidad interesante de manejar otro tipo de tecnología renovable. En la actualidad esta energía está siendo la de mayor crecimiento en el mundo. En el Ecuador tenemos dos centrales eólicas funcionando en Galápagos, además se encuentra en operación la central eólica Villonaco desde el año 2013, misma que tiene una capacidad instalada de 16.5 megavatios.

¿Por qué se lo considera el proyecto más grande del ecuador?

En números es el más grande, existen 4 proyectos, 2 eólicos, dos pequeños en Galápagos, y el de Villonaco, con una capacidad de 16,5 megavatios y este al tener 50 megavatios, se lo denomina al momento como el más grande del Ecuador.

La materialización del proyecto, ha sido un proceso largo y complejo, fundamentalmente en la primera etapa de consecución de financiamiento y posteriormente con la construcción de los componentes viales, que iniciaron en julio del año 2017. Hoy nos encontramos en la construcción de la cimentación y montaje, de manera que el parque se concluirá en julio del año 2022. Es decir 5 años de trabajo para un proyecto eólico, que normalmente se lo construye en alrededor de 2 años como máximo; pero la serie de dificultades a lo largo del tiempo ha ido produciendo este tipo de retraso. Lograr la entrega de toda la energía que va a producir este parque al Sistema Nacional Interconectado, va a ser un hito importante para el país y abre las puertas para continuar con otros proyectos eólicos, que en este momento son de alta competitividad y de alto rendimiento.

¿Qué rol cumple Elecaustro en este proyecto?

Elecaustro ha ejecutado los estudios del potencial eólico desde el año 2009, prosiguiendo con todos los estudios necesarios para definir la factibilidad de conexión de este proyecto al Sistema Nacional, lograr los permisos, las licencias ambientales, permisos de interconexión y todo lo necesario para que el proyecto pueda ser una realidad; además, de un tema importante, como es la búsqueda de financiamiento, que finalmente se lo realizó con recursos nacionales, recursos propios de ELECAUSTRO y con un crédito otorgado por el Banco de Desarrollo del Ecuador, firmado en el año 2019, con todo esto, se afianzo la posibilidad de construir todas las fases del proyecto; y, estamos al momento en los últimos 5 meses de construcción.

¿En qué etapa actualmente se encuentra el proyecto?

El proyecto se encuentra en la fase final, se están construyendo las cimentaciones para los aerogeneradores, las plataformas para recibir las aspas, las torres, las góndolas y en general los componentes de los equipos que ya al momento se encuentran en Puerto Bolivar; llegaron el 24 de enero y están a cargo de ELECAUSTRO, y ahora corresponde continuar con los procesos para trasladarlos al sitio del proyecto, son 84 km en la vía Cuenca – Girón – Pasaje; desde Puerto Bolivar hasta el sitio de Huascachaca, que está en la mitad de la vía a Cuenca.

¿Cuál es el beneficio ambiental que implica Huascachaca?

Toda la energía es 100% renovable, está utilizando fuentes renovables como su nombre lo indica, que son regeneradas como lo es el viento. De esta manera, al producirse esta energía por efecto de cambios de temperatura, justamente por la presencia del sol, genera elevaciones de aire caliente y flujos a través del corredor del río jubones, produciéndose la formación de vientos con gran potencial, que es lo que tenemos en la zona de Saraguro bajo, conectado con la provincia del Azuay.

¿Cuál es la capacidad de generación del parque eólico?

El parque va a tener 50 megavatios, que entrega al Sistema Nacional a nivel de 138.000 voltios en una Subestación que se ha instalado en La Paz, misma que intercala la línea Cuenca – Loja a través de uno de los circuitos y entregará energía al SNI, a través del sistema de transmisión.

¿Qué infraestructura tiene este parque eólico?

Para conectarse al Sistema Nacional, debe llegar a nivel de transmisión, en este caso 138.000 voltios. El inicio de la operación, ha sido 55

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desde Junio de 2021, con una subestación que se llama La Paz, esta hace un seccionamiento de la línea Cuenca – Loja en una de las ternas, entrando a la subestación que tiene un sistema de barra principal y de transferencia que permite la operación y maniobra en la zona de La Paz. La línea de transmisión de aproximadamente 21 km, es una línea de 477MCM a 138 mil voltios de simple circuito, que llega a Uchuchay.

sale como energía trifásica con componentes a 60 Hertz y componentes de potencia activa y reactiva, para que, de esta manera sea una energía trifásica que conecte con la red. Al pie de la torre se encuentra un transformador que eleva de los 690 voltios a 34,5 kilovoltios y nos vamos con las redes de media tensión subterráneas y áreas hasta llegar a la subestación de elevación Uchucay.

En Uchucay, que está junto al parque eólico, se encuentra una subestación de elevación, que recolecta la energía de los diferentes aerogeneradores, 14 en total y eleva de 34,5 a 138 kilovoltios para llevar a la línea de transmisión y entregar a nivel de 138 kilovoltios.

Lo que se esperaba con esto, es el máximo aprovechamiento del viento, que fundamentalmente se da al inicio en la madrugada de 5 am hasta alrededor de las 9 de la noche; al medio día tenemos la velocidad más alta de viento donde vamos a sacar la mayor energía casi en todos los sitios donde están los aerogeneradores y poder entregar esa energía al SNI en las condiciones, de buena calidad de servicio y disponibilidad del parque, para dotar de energía al país.

En la zona del proyecto se tienen 2 plataformas grandes, la una denominada plataforma Uchucay, que son crestas de cordilleras pequeñas en donde hay el espacio suficiente para la colocación de las 8 torres de viento y un gran potencial energético. Un poco más hacia el oeste se encuentra la plataforma Yuluc, cercana de la población de San Sebastián de Yuluc, aquí irían 6 aerogeneradores. Cada generador tiene 3,57 megavatios que sumados darían los 50 megavatios en su totalidad.

¿Qué beneficios genera la obra a nivel socio económico y al sector?

Desde la perspectiva energética, el hecho de utilizar energía renovable y complementarla con otras fuentes como la hidroeléctrica, especialmente en época de verano en donde no se tendría suficiente agua para las centrales, como Minas San Francisco; en época de invierno hay menor cantidad de viento y se tiene más agua para los ríos, de esta manera se logran complementar y esto resulta de gran ventaja.

Cada uno de los componentes de un aerogenerador son: una torre de acero de 90 m de altura con 4 tramos, que tiene un diámetro en la parte baja de 5m, de espesores variables, el primer tramo empieza con espesores de 10 mm, van hasta la parte alta y se los ensambla con pernos; actualmente se está armando la jaula de pernos, que es la parte de la cimentación en donde va empernado una arandela superior; después de realizado el hormigonado, se coloca el primer tramo de la torre hasta llegar a la parte alta, aquí se coloca la góndola que tiene la nariz que da cara al viento y donde están las 3 palas, como este es un aerogenerador tripala a barlovento, que esta hacia adelante, ahí se colocan las palas de 72,6 m de largo, son palas muy largas que permiten un área de barrido con un diámetro de 148m, esto sumado a la velocidad del viento, nos va a permitir dotar de una energía de 130 gigavatios hora al año, que a través de la subestación La Paz, entregará energía al Sistema Nacional.

En otros aspectos, Elecaustro ha manejado siempre un compromiso en el lugar de implantación de sus centrales de generación eléctrica, cerca de los territorios y para trabajar por el bien de las comunidades, para que la calidad de vida de estas mejore dando apoyo en temas como vialidad, conectividad, infraestructura educativa, de salud, buen servicio eléctrico, de internet y otros, con los que se apoya a la comunidad.

También en el tema productivo agrícola para que se explote más y mejorar su capacidad de producción y comercialización.

De esta manera va de la mano la responsabilidad social, con la instalación de las centrales en cada uno de los territorios, en la zona de Huascachaca se lleva 4 años y medio, en los cuales se han hecho convenios con los GAD parroquiales de Sumaypamba y Yuluc , con el Municipio de Saraguro para ayudar, con la mejora de infraestructura del agua potable en el tema de saneamiento, también se realizó un convenio con la prefectura de Loja para la mejora vial y actividades productivas, además de trabajar en el cambio de la forma de cultivo de la cebolla,

Además, internamente se realiza la respectiva conversión necesaria, esta es con generadores de magnetos directos, aquí el rotor está en la parte exterior y el estator en la parte interior y esto induce campos magnéticos, que son asincrónicos, y la energía es conducida a la parte baja; aquí se genera a 690 voltios y en la parte baja se hace una rectificación a corriente continua con circuitería electrónica y esa energía 56

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capacitando a los habitantes, para que puedan ser receptores de turismo ya que la zona tiene varios atractivos y un clima agradable, para explotarlo en este ámbito.

¿Cuál es proyecto?

el

presupuesto

total

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importante tener una visión de energía renovable de diferentes tipos, para no depender de una sola; con estos proyectos el país tiene más participación de energías. El año pasado Ecuador tuvo el 93% de energía de fuentes renovables, lo cual es una de las matrices más limpias del mundo y nos enorgullece tener este potencial, pero hay que seguir realizando cambios, porque se sigue utilizando, especialmente en la movilidad los combustibles fósiles, y eso también tiene que ir transformándose en electromovilidad y seguir convirtiéndose a energía eléctrica, ya que es mucho más eficiente, controlable y puede generar mayor beneficio y menos impacto en la sociedad y el ambiente.

del

Inicialmente cuando se obtuvo el título habilitante, el presupuesto del proyecto era de 112 millones, en el proceso se ha realizado una serie de trabajos de ingeniería y optimización; y, finalmente la construcción del proyecto va a costar 90 millones, es decir, 22 millones de ahorro para la empresa y el país, en un proyecto que además, va a generar 10% más de energía con toda la mejora tecnológica que se ha logrado luego de algunas optimizaciones de ubicación de los aerogeneradores en el propio parque y las características tecnológicas, que fortalecen la capacidad de generación del proyecto.

Mensaje al sector La tecnología se viene, la transición energética en el mundo está en marcha y el país tiene que adaptarse y buscar su mayor potencial, y así convertirse en un país que a futuro podría estar conectado de una manera mucho más fuerte con los países vecinos y buscar que este valor agregado de alta tecnología, sea también una fuente de exportación no solamente de materias primas sino de exportación de energía, que es limpia y noble; y, que puede servir para mejorar la economía del país. De esta manera también se puede sostener ese crecimiento que tiene el país, en una forma de mejora de calidad de vida con fuentes renovables y eficientes que vayan cambiando la matriz energética ya definitivamente, no solo en el sector eléctrico con el uso de energías como la geotermia, fotovoltaica, entre otros.

Según su criterio, ¿Cuál es su visión general de este proyecto?

La energía eólica está tomando un papel importante en el sector, al igual que el uso de biomasa, incrementando el tema de energías renovables, además se tiene el biogás; hay pocos rellenos sanitarios que utilizan el biogás y de esta manera se va a complementar con la geotermia y fotovoltaica, en donde el país está avanzando mucho en este tema, y curiosamente en la zona de Huascachaca hay la posibilidad de una central fotovoltaica que sería complementaria con este otro proyecto. De esta manera, es

Equipo fiscalizador Huascachaca 57

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Conversión a Gas en Turbinas de Combustión Ing. Alberto Fuentes Quijada Consultor en Centrales Termoeléctricas

Presentación del tema

C

Como se verá más adelante en este artículo, el proceso de conversión a gas tiene sus ventajas, tanto desde el punto de vista de ambiente, operación, mantenimiento, costos y eficiencia.

uando hablamos de procesos de conversión a gas en turbinas de combustión, nos referimos al conjunto de trabajos que hay que realizar en los diferentes sistemas para adecuar la unidad en el uso de este otro combustible.

Por lo general en el proyecto de instalación de la máquina que en un principio va a quemar combustible líquido, se emplea la ingeniería básica y de detalle del sistema de combustible de gas natural de tal manera que facilita el proceso de conversión a realizar en un futuro, quedando pendiente la instalación de equipos, tuberías y comisionamiento.

En el presente artículo solo nos referiremos a la conversión a gas natural de turbinas de combustión, que son usadas para la generación de energía eléctrica y que en la actualidad operan con combustible líquido diesel. También mostraremos los beneficios obtenidos mediante simulaciones en estas conversiones, en referencia al medio ambiente, consumo de auxiliares, costo de mantenimiento, costo de combustible, 58

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eficiencia y la extensión de los periodos de mantenimiento.

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en todas las fases (sólido, líquido y gaseoso), y algunos son el carbón, el fuel oíl y el gas natural.

En este artículo solo haremos referencia al gas natural y al fuel oíl (diesel).

Turbinas de combustión

Efecto invernadero

Las turbinas de combustión también llamadas motores de combustión interna o turbinas de gas, son máquinas que transforman la energía química de un combustible de gas natural o fuel oíl (diesel), entre otros, en energía eléctrica, en trabajo mecánico o en empuje, es decir se transforman los Btu del combustible en energía.

Cuando se habla de combustión en plantas térmicas de generación de energía eléctrica, es difícil no tratar el tema del efecto invernadero ya que en toda combustión completa se genera CO2.

El efecto invernadero es un fenómeno en el cual la radiación de calor de la superficie del planeta es absorbida por los gases de la atmósfera, y es emitida de nuevo en todas direcciones.

Sus principales elementos son: el compresor, la cámara de combustión y la turbina, aunque para su funcionamiento necesita de otros equipos llamados auxiliares o bop (balance of plant). Estas turbinas operan en base al principio del Ciclo Brayton, en donde el aire comprimido es mezclado con combustible y quemado bajo condiciones de presión constante. Al gas caliente producido por la combustión, se le permite expandirse a través de la turbina y hacerla girar para realizar el trabajo. En la figura No. 1 podemos ver el diagrama del Ciclo Brayton, así como también los equipos que conforman la unidad.

Específicamente, la luz solar que es absorbida por la superficie terrestre vuelve a la atmósfera en forma de calor. Allí, los gases de efecto invernadero (GEI) retienen parte de este calor, el resto se escapa al espacio. Cabe mencionar que cuantos más gases de invernadero más calor es retenido, estos son los más eficientes en absorber el calor, como el dióxido de carbono (CO2).

Sin embargo, un incremento de los gases resulta perjudicial para el planeta y para toda la vida en él. Como el CO2 es el gas que más aumentó sus emisiones desde la revolución industrial, principalmente por la quema de combustibles fósiles provocada por la actividad humana, se produce el calentamiento global. Se recomienda la lectura del Trabajo de Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales, titulado “Emisiones en Turbinas de Gas” del Autor Gonzalo Pérez López, Sevilla-España.

Gas natural (GN) El gas natural, es un hidrocarburo formado principalmente por metano, aunque también suele contener una proporción variable de Nitrógeno, Etano, CO2, H2O, Butano, Propano, Mercaptanos y trazas de hidrocarburos más pesados. Se usa en plantas de generación de energía, calderas y hornos. El gas natural es un combustible bastante limpio y esto se debe a los procesos de separación de líquidos y filtraje de partículas que efectúan las empresas suplidoras del gas, sin embargo y dependiendo de la caracterización que se haga del gas natural suplido, la recomendación es montar en la tubería que conduce el gas a la turbina de combustión, filtros coalescentes o separadores (scrubber) que estén en capacidad de eliminar partículas y líquidos que puedan afectar la operatividad de la máquina. El transporte de este tipo de combustible a las plantas de generación se hace por medio de tuberías desde las estaciones de Medición y Regulación (EMR) de la empresa

Figura 1. Diagrama del Ciclo Brayton Fuente: Autor.

Combustibles Cualquier material que puede quemarse para liberar energía, se dice que puede producir combustión y por ende recibe el nombre de combustible, la mayoría de los combustibles conocidos se componen principalmente de hidrógeno y carbono, recibiendo el nombre de combustibles hidrocarburos y se denotan por la fórmula general CnHm. Estos hidrocarburos existen 59

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suplidora del gas.

Siempre se negocia con estas empresas la presión de suministro la cual debe ser al menos el 20% mayor a la presión de descarga del compresor de la turbina. De no cumplirse con este requerimiento deberán instalarse compresores de gas (centrífugos o reciprocantes) para elevar la presión del gas de suministro. En cuanto al costo de la energía de este combustible, la U.S. Energy Information Administration en su reporte Energy Prices del mes de diciembre de 2021 reseña el costo promedio del cuarto trimestre en 5,26 $/10^6 Btu (dólares por millón de Btu).

hasta un 2% de la potencia en MW de la unidad.

En cuanto al costo de la energía de este combustible, la US Energy Information Administration en su reporte Energy Prices del mes de diciembre del 2021, reseña el costo promedio del cuarto trimestre en 16,98 $/10^6 Btu (dólares por millón de Btu), este costo de energía representa el 322% del costo de la energía del gas natural. Por otro lado, la Unión Europea a través del Fondo Europeo de Desarrollo Regional en su cálculo automático de emisiones totales reporta que las emisiones de CO2, generadas cuando se quema diesel son superiores a las emisiones cuando se quema gas natural en un 130%.

En la Figura No. 2 se muestra la composición química del gas natural.

En la Figura No. 3 se muestra las características del diesel.

Figura 2. Composición química del gas natural Fuente: Autor.

Figura 3. Características del Diesel Fuente: Autor.

Fuel Oíl No.2 (FO No.2)

Mantenimiento

El fuel oíl, también llamado fuel o fuelóleo 2 y conocido en otros países hispano hablantes como combustóleo, gas oíl o diesel es una fracción del petróleo que se obtiene como residuo en la destilación fraccionada. De aquí se obtiene entre un 30% y un 50% de esta sustancia. Es el combustible más pesado de los que se pueden destilar a presión atmosférica. Está compuesto por moléculas con más de 20 átomos de carbono y su color es negro. El fuel oíl se usa como combustible para plantas de energía eléctrica, calderas y hornos. Este combustible por su naturaleza de producción, almacenamiento y transporte puede llegar a contener volúmenes importantes de agua y sedimentos, así como también partículas que requieren de elementos mecánicos, tales como filtros y máquinas centrifugadoras para su limpieza. Su utilización en turbinas de combustión con control de NOX, requiere de agua desmineralizada que puede alcanzar en algunas turbinas a un flujo de 0,9 litros de agua por litro de diesel.

Muchas empresas fabricantes de turbinas de combustión Heavy Duty, entre ellos Siemens, Mitsubishi y General Electric, recomiendan a sus clientes a través de sus boletines técnicos, catálogos de eficiencia, datos técnicos y los diferentes tipos de inspecciones de mantenimiento a realizar; tales como combustión (tipo C), paso de gases calientes (tipo B) y mayor (tipo A) con la siguiente secuencia CC-B-CC-A. Además de los intervalos de tiempo para cada uno en función de las Horas Equivalentes de Operación (HEO) o Arranques Equivalentes (AE) de la unidad, se toma lo que ocurra primero, así como también la secuencia de estos mantenimientos.

En esa data se especifica el número de horas equivalentes de operación y arranques equivalentes para los diferentes mantenimientos cuando se utiliza como combustible el gas natural a razón de 8.000 HEO o 400 AE para inspección de combustión, 24.000 HEO o 1200 AE para paso de gases calientes y 48.000 HEO o 2400 AE para mantenimiento mayor. Cuando la turbina opera con combustible líquido (diesel) el número de horas equivalentes de operación se multiplica por 1,3.

Dado los grandes volúmenes que se manejan para la generación de energía eléctrica con este tipo de combustible, se requieren en algunos casos de tuberías de transporte, terminales de recepción, tanques de almacenamientos, bombas de trasegado, bombas de inyección y centrifugadoras lo cual genera un consumo importante de energía eléctrica que puede llegar

Con la finalidad de llevar un mejor control de estos parámetros HEO y AE, las turbinas de combustión modernas tienen instalado en su 60

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sistema de control un algoritmo que calcula estos indicadores y además lleva un registro de todas las HEO y AE.

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es allí donde se decide si se adquieren máquinas duales (gas – diesel), o solamente se compra para un solo combustible. Para la realización del proceso de conversión, deben tenerse en cuenta algunos aspectos importantes, tales como conocer si en el proyecto de instalación de la unidad se contempló la ingeniería básica, ingeniería de detalles y procura. En el caso que esto no haya sido contemplado se tendrá que completar estas ingenierías para procurar todos los equipos, materiales y repuestos requeridos.

Cuando observamos la Misión de una Planta Termoeléctrica de Turbinas de Combustión, podemos visualizar sus atributos que en muchos casos son: Seguridad (del personal), Confiabilidad y Disponibilidad, Eficiencia, Costo de Producción y Ambiente, algunos de ellos tales como la eficiencia y la seguridad referida al personal, se lleva a cabo en tiempo real. Obviamente todos son importantes, en esta oportunidad hablaremos solo de Costo de Producción en cents$/kWh, el Heat Rate en Btu/kWh y Ambiente en términos de emisiones, toneladas de CO2 a la atmósfera.

De contarse con la ingeniería básica, de detalle y procura se deberán revisar todos los equipos, materiales y repuestos que deben estar en algún almacén del proyecto, con la finalidad de hacer una auditoria técnica que permita realizar un inventario para conocer si todo lo que se necesita está disponible y cuál es su estado.

Durante la conversión a gas la unidad estará en servicio quemando diesel y en este sentido se deberán extremar las medidas de seguridad, en coordinación con el personal de operaciones de la planta a fin de evitar situaciones que puedan sacar la unidad fuera de servicio o causar algún daño a personas y/o instalaciones.

El monitoreo de estos atributos una vez fijados los valores metas, se hace a través de indicadores de gestión (KPI), los cuales se evalúan mensualmente y se comparan los valores del mes con el valor meta, esto permite realizar los ajustes pertinentes en caso de que el valor real del mes esté fuera del valor planificado como meta para ese mes.

En el cuadro de la Figura No. 4 se plantea un ejemplo con una Turbina de Combustión de 160 MW, la cual quema combustible diesel y se va a convertir a gas. En este ejercicio se simula el comportamiento de la turbina cuando quema gas natural y cuando quema diesel y además se hacen ciertas suposiciones en cuanto al factor de carga, la disponibilidad y se toma como periodo de tiempo un año.

En estos casos se recomienda contar con permisos de trabajo autorizados por el jefe de operaciones de la planta. Para las conexiones de tuberías que se realicen con soldaduras o para cortes de las mismas con oxicorte o sierras mecánicas, se deberán hacer pruebas con explosímetros a fin de descartar la presencia de gases combustibles en las zonas donde se va a cortar o soldar. Para la realización de las pruebas de Rayos X a los cordones de soldadura de las tuberías se deberá notificar por escrito al personal de la planta especificando el lugar, el día y la hora del ensayo para que se acordone el área y no se permita el paso de personas ajenas a las pruebas. Una vez realizadas todas las conexiones en las tuberías de gas, se deberá hacer una prueba de estanqueidad para verificar que no haya fugas en todo el tendido de la tubería ni en sus accesorios.

Los resultados obtenidos muestran las disminuciones de las emisiones de CO2, el heat rate, el costo de combustible, el costo de mantenimiento, el costo de producción y el costo del agua desmineralizada para el control de NOX, el cual se hace cero cuando pasamos de fuel oil a gas natural. Por lo general, la viabilidad de estos proyectos se evalúa a través de un ejercicio, calculando la Tasa Interna de Retorno (TIR).

Otro aspecto para considerar es la revisión del sistema contra incendio instalado en la turbina, para verificar si cumple con las normas para un nuevo combustible como lo es el gas natural.

Una vez completada la instalación de equipos, instrumentos de control y de monitoreo, sistemas de seguridad, filtros y el conexionado de las tuberías de gas, de instrumentación y control, se comenzará con el precomisionamiento del nuevo sistema de combustible, seguido por el comisionamiento y terminar con el comisionamiento en caliente; en este último se afinará entre otras cosas la nueva curva de arranque de la máquina,

Figura 4.Conversión de una turbina de combustión a gas Fuente: Autor.

Proceso de conversión a gas natural En la mayoría de los proyectos de instalación de turbinas de combustión, se toma en cuenta en la ingeniería conceptual, la disponibilidad de combustibles en la zona de ubicación de la planta, 61

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que el personal de control ha desarrollado para el nuevo combustible, así como todos los parámetros operativos y de protección de los equipos los cuales deberán estar de acuerdo a las especificaciones del proyecto.

gas combustible mediante pulsos de aire a alta presión y alto volumen para desplazar partículas contaminantes en cada uno de los segmentos, c) inspección, calibración y pruebas funcionales de las válvulas de gas (válvula de parada y válvulas de control), inspección, d) calibración y pruebas de las válvulas de purga, garantizando el barrido de líneas internas de gas mediante aire de purga, e) pruebas de arranque y operación de las turbinas usando gas como combustible, f) afinación del sistema de combustión, para esto se requiere la instalación en campo de equipos especiales tales como termómetros, barómetro, manómetros y analizadores de gases para la determinación de NOx, O2, CO y CO2.

También se realizarán pruebas de carga máxima continua (MCR), pruebas de eficiencia (Perfomance Test), pruebas de rechazo de carga (Load Rejection Test), pruebas de confiabilidad (Reliability Test) y las pruebas de balance de calor (Heat Balance). Para el comisionamiento se contará con la presencia en campo de un Asesor Técnico (TFA), quien tendrá la responsabilidad de coordinar la realización de todas las pruebas y de certificar que todo se ha hecho de acuerdo al protocolo (Commissioning Book). Las pruebas de aceptación se harán con la presencia del personal de planta y si todo cumple con lo contratado se hará un acta de recepción provisional. El acta de recepción final se realizará un año después que la unidad este en servicio con este nuevo sistema de combustible o se aplicará lo que establezca el contrato.

En aquellas unidades que por diseño y estando en línea, se permita hacer la prueba de transferencia de combustibles de gas a líquido y de líquido a gas, se recomienda seguir estrictamente el protocolo de esta operación especificado por el fabricante.

Proyectos de conversión a gas

La experiencia en este tipo de trabajo indica que hay que cuidar todos los detalles a fin de cumplir con las fechas programadas de incorporación de la turbina al sistema eléctrico, ya que de lo contrario esto pudiera acarrear costos por incumplimiento.

En diferentes países se han realizado importantes proyectos de conversión a gas en turbinas de combustión que en la primera fase del proyecto quemaron combustible líquido, entre ellos podemos citar: Unidades General Electric Modelos 7001FA de 180 MW ISO, 7001EA de 90 MW ISO y Unidades Siemens Modelos 501FD2 de 160 MW ISO, 501FD3 de 160 MW ISO, 501FD4 de 180 MW ISO.

Por lo general el personal de ingeniería y construcción o el personal de planta le dan mucha importancia al Know How de las empresas licitantes en proyectos de conversión a gas de turbinas de combustión ya que aún cuando se puedan ver como proyectos sencillos, los mismos no lo son y requieren de empresas con herramientas, equipos y personal especializado en las áreas de montaje, mecánica, instrumentación, electricidad, electrónica, de control, ensayos no destructivos, gerencia de arranque y pruebas y un asesor técnico de campo. Por lo general se contratan empresas que tengan experiencia tanto nacional como internacional en proyectos como este.

Estos Proyectos de Conversión han sido ejecutados por empresas como General Electric, Siemens, Inserven ,entre otras. Como complemento a este punto, se recomienda la lectura de los siguientes trabajos: Trabajo de Grado del Ing. Carlos Miguel Benítez, titulado “Conversión a Gas Natural de la Central Eléctrica de Punta Grande”, Lanzarote España en Julio 2016 para la Obtención del Título de Máster en Ingeniería de la Energía y el Trabajo presentado por el Ing. Francisco Antonio Méndez, Superintendente de Electricidad de la República Dominicana, titulado “Impacto del Gas Natural en la Producción de Energía Eléctrica en la República Dominicana” de abril de 2010.

En los proyectos de instalación de turbinas a combustión, los fabricantes a solicitud del cliente suministraran las turbinas para operar con combustible dual, gas y gasoil o para operar con un solo combustible, gas o gasoil.

Para la conversión a gas de turbinas que fueron adquiridas para operar con combustible dual (líquido o gas) pero han estado operado por un largo periodo de tiempo solo con combustible líquido gasoil (diesel), se recomiendan las siguientes actividades en el comisionamiento: a) mantenimiento a los filtros coalescentes y al scrubber, b) limpieza y/o barrido de las líneas de

Conclusiones Se puede concluir que con los proyectos de conversión a gas de turbinas de combustión, se reduce significativamente la emisión de toneladas de CO2 al ambiente, disminuyen los costos de mantenimiento, el costo por combustible y de producción, se logra un aumento en la eficiencia y se facilita la operación de la unidad. También es importante señalar que cuando se quema 62

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gas natural, no se inyecta agua desmineralizada al combustible para el control del NOX, lo cual significa un importante ahorro para la planta.

Recomendaciones • Dada la importancia que tiene para los seres humanos el contar con ambientes libres de contaminantes y bajas emisiones de CO2 que de alguna manera disminuyan el Efecto Invernadero, se recomienda el uso del gas natural en sustitución del combustible líquido (diesel) en turbinas de combustión.

• Aún cuando las inversiones para este tipo de proyectos puedan no considerarse como importantes desembolsos de capital, dependiendo de cada proyecto, se recomienda hacer un Caso de Estudio y se determine mediante el mismo en cuanto tiempo se obtiene un flujo de caja positivo.

Referencias bibliográficas • Lou B. Mehl. “Options to Reduce the Operating Costs at Fossil Power Stations”.

• Handbook for Thermal and Nuclear Power.

Engineering Society.

• Fuentes. “La Gerencia del Combustible como Elemento Clave en Centrales Térmicas a Vapor”.

• U.S. Energy Information Administration

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IMPACTO DE LA APLICACIÓN DE LAS MEDIDAS DE COMPENSACIÓN A LOS CLIENTES DE CNEL EP COMO CONSECUENCIA DE LA PANDEMIA DEL COVID-19 Ing. Ricardo Rendón Mera, Mgs Director de Catastro y Facturación CNEL EP Ing. Diana Loja Santos, Mgs Profesional de Catastro y Facturación CNEL EP

Presentación del tema

E

n diciembre de 2019 hubo un brote epidémico de COVID-19 en Wuhan - China, el cual se esparció rápidamente por el mundo. En enero de 2020, la Organización Mundial de la Salud - OMS declaró la propagación del virus como emergencia sanitaria de preocupación internacional; y, en marzo

de 2020 este organismo reconoció este brote epidémico como una pandemia.

Ante la presencia de casos de COVID-19 confirmados en Ecuador, el 16 de marzo de 2020, el Presidente Constitucional de la República emitió el decreto ejecutivo Nro. 1017, mediante el cual 66

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declaró el estado de excepción por calamidad pública en todo el territorio nacional. Entre las medidas dictadas por el ejecutivo, se destaca el toque de queda, lo cual implicó la prohibición de circulación en vías y espacios públicos a nivel nacional, restricciones de circulación vehicular y suspensión de la jornada presencial a partir del 17 de marzo de 2020.

Este confinamiento incidió en la vida cotidiana de las personas, produciendo una variación del comportamiento de sus consumos de energía eléctrica, que provocó en un incremento del costo unitario del kilovatio hora (kWh) debido a los cargos “exponenciales” del pliego tarifario actual, generando inconformidad en los clientes y más aún por la recesión económica que existió, generándose reclamos masivos por parte de la ciudadanía, obligando a que la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables - ARCERNNR apruebe sendas resoluciones que contenían ciertas medidas de compensación a ser aplicadas en periodos específicos, mismas que fueron renovadas a raíz de los posteriores decretos ejecutivos emitidos por el Presidente de la República.

Figura 1. Evaluación de consumo (MWh)

A fin de verificar que este incremento se debió a los efectos del COVID-19, se evaluó el promedio de consumo por cliente (kWh/cliente) en los primeros meses posteriores a la declaratoria de la emergencia sanitaria establecida en el Decreto Ejecutivo Nro. 1017, evidenciándose que existe un aumento de 8,15% entre el promedio de consumo de abril de 2019 y abril de 2020. Del mismo modo, se refleja un incremento del 9,79% en el promedio de consumo de abril de 2020 respecto al mes anterior, valor significativamente mayor en comparación a lo que ocurrió en el año 2019 (que tuvo un 1,7% de incremento).

En mayo de 2020, el consumo promedio fue un 3,41% superior al mismo mes del 2019, mientras que en junio de 2020, el incremento fue de un 12,59% respecto al consumo de junio de 2019.

Análisis macroeconómico El confinamiento por la emergencia sanitaria trajo como consecuencia un incremento del desempleo, dado que, en junio de 2020, la tasa de empleo bruto decreció en un 11,1% con relación a junio de 2019. Es decir, la tasa de desempleo alcanzó el 13,3% (ENEMDU, junio 2020).

Según la Encuesta Nacional de Empleo, Desempleo y Subempleo – ENEMDU, entre junio de 2019 y junio de 2020 se perdieron alrededor de 1.270.180 puestos de trabajo, existiendo una contracción interanual de 16,1% de las personas ocupadas, afectando el poder adquisitivo de las familias. Por otro lado, la adaptabilidad de los empleados al teletrabajo, así como la suspensión emergente de la jornada laboral, y la implementación de la educación virtual, influyeron en el comportamiento de los consumos de energía registrados y facturados por las empresas distribuidoras, especialmente en el sector residencial.

Figura 2. Promedio de consumo en kWh por cliente

Debido a estos incrementos de consumo y a los cargos exponenciales que posee el pliego tarifario, a partir de mayo de 2020 se evidenció un incremento de los reclamos presentados por los clientes de CNEL EP, tal como se muestra en la figura 3.

Análisis de datos de CNEL EP Considerando que el confinamiento inició el 17 de marzo de 2020, el inusual incremento de consumos (MWh) en los clientes del sector residencial de CNEL EP, se hace más evidente en abril de 2020, tal como se muestra en la figura 1.

Figura 3. Reclamos por facturación a junio 2020

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Medidas de compensación aplicadas Durante la vigencia de los estados de excepción y la Ley Orgánica de Apoyo Humanitario para combatir la Crisis Sanitaria Derivada del COVID-19 (LOAH), la ARCERNNR emitió siete resoluciones, que se resumen en las siguientes medidas de compensación:

Tabla 1. Compensaciones aplicadas en CNEL EP

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Aplicación en CNEL EP Debido a los desafíos que las empresas tuvieron que enfrentar, producto de la pandemia y a los efectos socioeconómicos que trajo consigo, fue necesario que el sector eléctrico se adaptara a la situación y flexibilizara sus procesos de facturación y recaudación, implementando estrategias de compensación, pese al impacto económico que implicaba su aplicación al asumirlo en beneficio de los clientes.

Figura 4. Reclamos por facturación presentados (enero 2020 a julio 2021)

Considerando que las resoluciones de la ARCERNNR, así como la LOAH, fueron aplicadas para cierto segmento de clientes, CNEL EP también efectuó convenios de pago, los cuales afectaron la liquidez de la empresa, dado que los valores pendientes de cobro se difirieron a 12 meses; por lo tanto, en algunos casos pese a haberse aplicado las compensaciones, CNEL EP no tuvo el retorno financiero inmediato para estabilizar sus ingresos. Como consecuencia, la recaudación de CNEL EP se vio comprometida, no solo por el diferimiento aplicado, sino también por la disposición de la suspensión del corte del servicio público de energía eléctrica por falta de pago.

Por consiguiente, CNEL EP tuvo que adoptar desarrollos informáticos en los cuatro sistemas comerciales que actualmente operan para la aplicación de las compensaciones, mismos que contemplaron formas de facturación disruptivas y que también implicó reforzar la socialización con la comunidad. Adicionalmente, esta aplicación conllevó a realizar una cantidad inusual de refacturaciones, lo que significó un arduo trabajo en el reprocesamiento de las facturas.

Resultados obtenidos Como resultado de la aplicación de las medidas de compensación antes mencionadas, existió una afectación en los ingresos de CNEL EP por un monto de USD $117,7 millones de dólares (equivale a aproximadamente un mes de facturación), las cuales se resumen a continuación:

En la figura 5, se observa que desde el inicio de la pandemia, la recaudación disminuyó notablemente. En noviembre de 2020, la recaudación de CNEL EP volvió a los niveles que existían previo a la pandemia, ya considerando la amortización de los diferimientos aplicados a los clientes.

Figura 5. Recaudación total (USD) Tabla 2. Resumen de compensaciones aplicadas por cada resolución

En la figura 6, se muestra que la cartera vencida del sector privado (a quienes fue dirigido mayormente estas medidas), se incrementó considerablemente desde que inició la pandemia, hasta llegar a un pico de 525,2 millones de dólares en julio de 2020, donde empezó a decaer una vez que se aplicaron las refacturaciones como consecuencia de la Resolución ARCERNNR-006/2020 y posteriores, sumado al inicio de la reactivación económica en ciertos sectores (por la flexibilización de las medidas de restricción). Como resultado, la cartera vencida llegó a un nivel similar al inicio de la pandemia en el mes de febrero de 2021.

Adicionalmente, una vez que se logró la aplicación de todas las resoluciones emitidas en el 2020, los reclamos por facturación disminuyeron hasta los niveles similares a los existentes al inicio de la pandemia. Similar situación se dio en el 2021 con la aplicación de las compensaciones dispuestas en la Resolución Nro. ARCERNNR 018/2021.

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96 Referencias bibliográficas • ARCONEL. (2020).

Resolución Nro. ARCONEL-001/2020. Medidas de compensación a los clientes de las empresas eléctricas de distribución de electricidad durante la emergencia sanitaria. Quito, Ecuador.

• ARCONEL. (2020).

Resolución Nro. ARCONEL-004/2020. Medidas de compensación a los clientes de las empresas de distribución de electricidad durante la emergencia sanitaria.

Informe técnico Nro.2. Quito, Ecuador.

Figura 6. Cartera vencida sector privado (USD)

Conclusiones • El Gobierno Nacional consciente de la situación que tuvo que atravesar el país y la afectación a la economía de sus ciudadanos, dispuso la aplicación de algunas medidas compensatorias de aplicación temporal, con la finalidad de mitigar el impacto ocasionado por la pandemia en la economía de las familias.

• ARCONEL. (2020).

Resolución Nro. ARCONEL-005/2020. Resolución complementaria a la Resolución Nro. ARCONEL-004/2020. Quito, Ecuador.

• ARCERNNR. (2020). Resolución Nro. ARCONEL-026/2020. Análisis de la aplicación e implementación de la Ley Orgánica de Apoyo Humanitario para combatir la crisis sanitaria derivada del COVID-19. Quito, Ecuador.

• La ARCERNNR instrumentó mediantes sendas resoluciones, la aplicación de las medidas de compensación, algunas de las cuales se dieron de manera retroactiva, lo cual se reflejaba mediante notas de crédito; en otros casos, no se emitían dichos documentos, dado que los valores facturados ya estaban compensados.

• ARCERNNR. (2020). Resolución Nro. ARCONEL-027/2020. Medidas de compensación a los usuarios de las empresas eléctricas de distribución de electricidad durante la emergencia sanitaria. Informe Técnico Nro.5. Quito, Ecuador.

Recomendaciones

• ARCERNNR. (2020). Resolución Nro. ARCONEL-028/2020.

Actualización de las Resoluciones Nros.ARCONEL-001/2020, ARCONEL-004/2020 y ARCONEL-006/2020. Quito, Ecuador.

• Con base a lo ocurrido durante la pandemia del COVID-19, la administración pública debe contemplar no solo medidas de aplicación temporal sino de carácter permanente, que permitan resolver los problemas de fondo que se evidenciaron durante la pandemia. Entre estas medidas se propone las siguientes:

• ARCERNNR. (2021). Resolución Nro. ARCONEL-018/2021. Medidas de compensación para la facturación del servicio eléctrico del sector residencial dadas las actuales condiciones de consumo de energía eléctrica derivadas del estado de excepción decretado por el Gobierno Nacional. Quito, Ecuador.

o Actualización del pliego tarifario, el cual contiene cargos que son percibidos por el cliente residencial como exagerados. o Focalización del subsidio de la tarifa de la dignidad utilizando la base de datos de la Unidad de Registro Social (URS).

• Asamblea Nacional. (2020). Ley Orgánica de Apoyo Humanitario para combatir la crisis sanitaria derivada del COVID-19 (LOAH).

Suplemento del Registro Oficial 229, de 22 de junio de 2020. Quito, Ecuador

o Homologación del cargo por comercialización a nivel nacional.

• Es necesario que ante estas situaciones, la emisión de las resoluciones que permitan compensar los valores facturados a los clientes ,se dé en tiempos óptimos y que sean de fácil implementación; para que no repercuta en el tiempo de respuesta que las Empresas Distribuidoras tengan con la ciudadanía.

• INEC (2020). Encuesta Nacional de Empleo, Desempleo y Subempleo (ENEMDU) de junio 2020, consultado de https://www.ecuadorencifras. gob.ec/documentos/web-inec/EMPLEO/2020/ ENEMDU_telefonica/Principales_Resultados_ Mercado_Laboral.pdf • INEC. (2020). Encuesta Nacional de Empleo, Desempleo y Subempleo (ENEMDU) de 70

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septiembre 2020, consultado de https://www. ecuadorencifras.gob.ec/documentos/webinec/EMPLEO/2020/Septiembre-2020/Boletin%20 tecnico%20de%20empleo%20enemdu%20sep20_ final.pdf • Presidencia de la República del Ecuador.

(2020). Decreto Ejecutivo 1017 del 16 de marzo de 2020. Estado de excepción por calamidad pública en todo el territorio nacional por casos de COVID-19. Ecuador. Suplemento del Registro Oficial 163, de 17 de marzo de 2020. Quito, Ecuador • Presidencia de la República del Ecuador.

(2020). Decreto Ejecutivo 1052 del 15 de mayo de 2020. Renovación del estado de excepción por calamidad pública en todo el territorio nacional.

Ecuador. Tercer Suplemento del Registro Oficial 209, de 22 de mayo de 2020. Quito, Ecuador • Presidencia de la República del Ecuador.

(2020). Decreto Ejecutivo 1074 del 15 de junio de 2020. Se declara el estado de excepción por calamidad pública en todo el territorio nacional.

Segundo Suplemento del Registro Oficial 225, de 16 de junio de 2020. Quito, Ecuador • Presidencia de la República del Ecuador.

(2020). Decreto Ejecutivo 1126 del 14 de agosto de 2020. Se renueva el estado de excepción por calamidad pública en todo el territorio nacional.

Ecuador. Segundo Suplemento del Registro Oficial 279, de 1 de septiembre de 2020. Quito, Ecuador • Presidencia de la República del Ecuador.

(2021). Decreto Ejecutivo 74 del 11 de junio de 2021. Transparentar los procesos de facturación eléctrica, así como analizar la implementación de medidas de aplicación inmediatas en beneficio de todos los ecuatorianos. Ecuador. Quito, Ecuador

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PRONÓSTICO DE LA DEMANDA MENSUAL DE MEDIANO PLAZO EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA Ing. Martín Coronel Garcés, MBA Profesional de Planificación CNEL EP Unidad de Negocio Guayas Los Ríos

Presentación del tema

L

a estimación de la demanda de energía y potencia es un aspecto importante en la planificación de sistemas eléctricos de distribución, que permite la toma de decisiones operativas y estratégicas para el cumplimiento de la normativa y requerimientos técnicos de: calidad de servicio, cobertura, expansión, mantenimiento óptimo de nivel de tensión y corriente suministradas en diferentes puntos de la red, funcionamiento y operación de equipos e instalaciones dentro de sus rangos nominales.

sistemas de distribución.

El presente trabajo realiza el pronóstico de la demanda de energía eléctrica de CNEL EP GLR, utilizando modelos matemáticos de Promedios Estacionales con Tendencias y Estacionalidad, de Holt – Winters Aditivo y Multiplicativo, considerando la disponibilidad de datos mensuales de la serie histórica de enero 2018 a diciembre de 2021.

Característica generales Una revisión sucinta de la literatura técnica de los modelos de pronóstico de la demanda eléctrica y sus principales resultados, establecen que su comportamiento se explica en gran parte por

El pronóstico de la demanda es el requisito fundamental para lograr la gestión sostenible de la energía y la operación económica de los 72

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su estacionalidad y su crecimiento en el tiempo, criterio a partir del cual se realiza la selección para la construcción y validación de tres modelos bajo, la metodología de series temporales de la demanda eléctrica: • Modelo de Promedios Estacionales Tendencias.

• Modelo de Holt-Winters Aditivo.

• Modelo de Holt-Winters Multiplicativo.

con

El modelo de Promedios Estacionales con Tendencias, a través de técnicas de evaluación de índices y de regresión, permiten desagregar los componentes estacionales y de tendencia de la demanda con lo que se puede construir un modelo de pronóstico con un gran nivel de precisión y desempeño.

Figura 1. Gráfico de la secuencia de serie de tiempo energía disponible GLR, periodo 2018-2021

Modelo de Tendencias

La utilización de modelos Holt-Winters, permite establecer de forma sencilla con la determinación de unos pocos parámetros, previsiones con gran nivel de desempeño para variables, como la demanda que presenta una marcada estacionalidad y de crecimiento en el tiempo. El modelo de Holt - Winters es útil para el pronóstico a corto y mediano plazo de la demanda de energía eléctrica [2].

Promedios

Estacionales

con

Para la aplicación de este modelo, una vez verificado la estacionalidad y tendencias de los datos a proyectar, se realizan los siguientes pasos: • Cálculo de los índices de estacionalidad.

• Eliminar la estacionalidad de los valores de la demanda, dividiendo para el índice de estacionalidad.

Estos niveles de error en el pronóstico se comparan con criterios como el Error Absoluto Medio (MAE); El Error Absoluto Medio Porcentual (MAPE); y la Raíz del Error Cuadrático Medio (RMSE).

• Seleccionar un modelo de regresión para las demandas sin estacionalidad calculada.

• Proyectar la demanda sin estacionalidad con el modelo de regresión seleccionado.

Desarrollo Datos históricos y Horizonte Predictivo

• Obtener la proyección final multiplicando los valores proyectados por el índice de: estacionalidad.

Para la predicción de la energía y la demanda, se utilizó data histórica de la resolución mensual de la Energía y Demanda Máxima del sistema eléctrico de CNEL EP Unidad de Negocio Guayas Los Ríos, de enero 2018 a diciembre 2021, con un total de 48 meses de observaciones.

Para establecer una relación entre el horizonte histórico y el tamaño del horizonte predictivo, de acuerdo a estudios y experiencias se recomienda hacer predicciones con un horizonte hasta el 25% del número de observaciones. En el caso presentado el horizonte predictivo (HP) es de un año.

Análisis de gráfico de secuencias de la serie de la Energía

El siguiente modelo Holt - Winters, conocido como suavización exponencial triple ajustada a la tendencia y a la variación estacional, permite el procesamiento de series univariantes que contienen factores de tendencia y estacionalidad.

El análisis preliminar de una serie permite detectar las características más importantes como: tendencia, estacionalidad, ciclos, y componente irregular o ruido.

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El enfoque de suavización exponencial de Holt - Winters incluye métodos para patrones estacionales: aditivo y multiplicativo.

• Error de porcentaje absoluto medio (MAPE).

Modelo Holt-Winters aditivo

• Error cuadrático medio o desviación cuadrática media (MSD).

• Desviación Absoluta Media (MAD).

La suavización exponencial de forma multiplicativa, se basa en el cálculo de cuatro componentes:

Modelo Holt-Winters multiplicativo

Resultados

La suavización de forma multiplicativa, se basa en el cálculo de cuatro componentes con sus correspondientes ecuaciones:

Modelo de Tendencias

Promedios

Estacionales

con

Figura 2. Gráfico de Energía Real y Ajustada GLR, periodo 2018-2021 Promedios Estacionales con Tendencia

Modelo Holt-Winters Aditivo

Criterios técnicos de desempeño de pronóstico Figura. 3. Gráfico de Energía Real y Ajustada GLR, periodo 2018-2021 HoltWinters Aditivo

La precisión del pronóstico es un criterio importante para comparar la efectividad y evaluar la validez del mismo. Para estimar el rendimiento y confiabilidad se realiza un análisis basado en tres medidas estadísticas:

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Modelo Holt-Winters Multiplicativo

Figura 4. Gráfico de Energía Real y Ajustada GLR, periodo 2018-2021 HoltWinters Multiplicativo Figura 6. Gráfico de Pronóstico de Energía Disponible GLR, año 2022

Resultados de Indicadores de Error de los Modelos

Conclusiones

En el cuadro que se presenta a continuación, se presenta los resultados obtenidos de los indicadores de error obtenido para cada uno de los modelos.

• El pronóstico de la demanda es un aspecto importante en la planificación de los sistemas de distribución para la toma de decisiones estratégicas de operación, cumplimiento de normativa y calidad de servicio de la red.

Además, aporta en la dinámica de requerimientos energéticos del sistema eléctrico, favoreciendo al desarrollo de instrumentos estadísticos y de modelamiento matemático de la empresa.

Para los modelos Holt-Winters Aditivo, como el Holt-Winters Multiplicativo, los parámetros de las contantes de suavización de nivel, tendencia y estacionalidad denominados como α, β, y γ en su orden, son obtenidos mediante un proceso de optimización, que minimiza el error porcentual absoluto medio MAPE.

• Para el pronóstico de la demanda de energía, se utilizaron tres diferentes modelos: a) Promedio Estacional con Tendencia, b) Holt-Winters Aditivo; y c) Holt-Winters Multiplicativo.

La formulación matemática de los modelos fue descrita mediante fórmulas, a partir de las cuales se obtuvieron los resultados del pronóstico de mediano plazo de la energía mensual, para el año 2022.

El modelo de Promedio Estacional con Tendencia registra el menor valor de error porcentual absoluto medio MAPE 2,41%, seguido del modelo Holt-Winters Aditivo que obtuvo el 2,95% y luego el modelo Holt-Winters Multiplicativo con el 3,21%.

• El criterio de selección del modelo que mejor explique la previsión de la demanda, se lo realizó a partir del valor del Error Porcentual Absoluto Medio - MAPE, habiendo el modelo de Promedio Estacional con Tendencia, obtenido el menor valor de MAPE, 2,41%, seguido del modelo HoltWinters Aditivo que obtuvo el 2,95% y luego el modelo Holt-Winters Multiplicativo con el 3,21%.

Recomendaciones • El pronóstico de la demanda al constituirse en uno de los aspectos más relevantes en la planificación de la distribución, se recomienda que se propongan y evalúen nuevos modelos que permitan aportar con una mayor precisión, dentro del proceso de mejora de la eficiencia del sector de distribución

Figura 5. Gráfico de Registro y Pronóstico de Energía Disponible GLR, periodo 2018-2022

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Referencias bibliográficas • Trull Domínguez Oscar, Predicción a corto plazo de la demanda horaria de energía eléctrica mediante modelos optimizados de Holt-Winters múltiples - estacionales, Instituto Politécnico de Valencia, España, 2019.

• Mejía V. Eduar y Gonzales Ch. Salome, Predicción del Consumo de energía eléctrica residencial de la Región Cajamarca mediante modelos Holt – Winters, Universidad Nacional de Jaén, Cajamarca, Perú, 2019.

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SIMULADOR DE CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE CNEL EP Econ. Estefanía Casanova Izaguirre Profesional de Catastro y Facturación CNEL EP Ing. Ricardo Rendón Mera, Mgs Director de Catastro y Facturación CNEL EP

Presentación del tema

E

ntre las garantías que debe entregar le Empresa Distribuidora a sus consumidores constan la calidad, confiabilidad y seguridad en el Servicio Público de Energía Eléctrica y el Servicio de Alumbrado Público General, por lo cual se analizaron los mecanismos de comunicación, facturación y resolución de situaciones de insatisfacción, evidenciándose que una parte de los reclamos existentes, es el desconocimiento en el cálculo de su consumo mensual, llegando a decir cosas como: “si solo subí 10 kWh y mi factura salió el doble” o “la Empresa Eléctrica ha subido el costo del kWh”; dicha impericia provocó un incremento atípico en los reclamos por facturación, superando el 45% en los meses de mayo y junio del 2021, en relación al promedio mensual del periodo de enero a mayo del mismo año.

Figura 1. Evolución de reclamos por facturación en CNEL EP – Año 2021

Estas situaciones motivaron a realizar un desarrollo que permita al usuario final, conocer cómo se calcula y se factura única y exclusivamente la prestación de los servicios ofrecidos por CNEL EP, conforme lo establece el pliego tarifario vigente.

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Pliego tarifario

debe mantenerse en 11 de los últimos 12 meses, incluyendo el mes más reciente.

El pliego tarifario es el documento emitido por la ARCERNNR, que contiene la estructura, nivel y régimen tarifario para el servicio público de energía eléctrica (SPEE), para la aplicación de la distribuidora y cumplimiento de los principios tarifarios establecidos en la normativa vigente.

Subsidio por Ley de Discapacidad: Beneficio que consiste en la exoneración del pago del 50% del valor de consumo de energía eléctrica, de un medidor de hasta el 50% de la remuneración básica unificada.

Subsidio por Tercera edad: Beneficio dirigido a los clientes residenciales que han cumplido 65 años de edad y que utilizan el servicio con fines residenciales.

En cuanto al Servicio de Alumbrado Público General (SAPG), actualmente se siguen aplicando los cargos tarifarios “heredados” de las antiguas ordenanzas municipales (variables por cada cantón), de acuerdo a lo dispuesto en la Resolución No. CONELEC 028/12.

Subsidio cruzado (-): Valor que depende del consumo del cliente. Si este es inferior al límite definido por la ARCERNNR para cada Unidad de Negocio, el cliente recibe un beneficio que se reparte equitativamente a todos aquellos que cumplan esta premisa.

Cargos tarifarios aplicables en el simulador para los clientes residenciales Además de lo dispuesto en el pliego tarifario para el SPEE y el SAPG, CNEL EP está facultado para el cobro de otros valores, de acuerdo a lo indicado en el primer inciso del artículo 40 de la Ley Orgánica de Defensa del Consumidor, con lo cual se identificó que a los clientes residenciales se les podrá facturar principalmente los siguientes rubros:

Subsidio de consumo o solidario (+): Valor que depende del consumo del cliente. Si este es superior al límite definido por la ARCERNNR para cada Unidad de Negocio, el cliente debe cancelar un porcentaje adicional del consumo más la comercialización Los límites de aplicación para el subsidio cruzado (-) o de consumo (+) aprobados por la ARCERNNR, son los siguientes:

Consumo: Cargo cobrado por los kWh consumidos en el periodo de facturación, en función de los cargos tarifarios aplicables, nivel de voltaje y Unidad de Negocio a la que pertenece.

Comercialización: Cargo fijo cobrado indistinto del consumo de energía mensual. Solo en el caso de la Unidad de Negocio Guayaquil, existe un cobro diferenciado según el rango de consumo, con base en la siguiente tabla:

Tabla 2. Límites de aplicación para el subsidio cruzado o de consumo

Por el momento, el simulador de CNEL EP solo está disponible para el cálculo de los valores facturados para los clientes residenciales, que representan el 90% del total en la corporación, es decir, 2.4 millones de clientes no poseen información histórica de consumos ni de otros rubros que son facturados por la Distribuidora, mismos que se mencionan a continuación:

Tabla 1. Comercialización en CNEL EP – UN Guayaquil

Servicio de Alumbrado Público General: Cargo cobrado por la iluminación de vías y espacios públicos destinados a la movilidad y ornamentación, este monto no debe exceder el 20% del importe (consumo más comercialización).

• Intereses por mora.

Subsidio Tarifa Dignidad: Este se aplica desde el 2007, con la expedición del Decreto Ejecutivo No. 451-A, aplicable a los consumos hasta 110 kWh en la sierra y 130 kWh en la costa, límite que

• Intereses por Financiamiento o por créditos.

• Gestión de cobro o Desconexión.

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• Notificación.

• Multas.

• Depósito en garantía o crédito por matrícula/ servicios.

• Tasa de recolección de basura.

• Tasa de cuerpo de bomberos.

Aplicación práctica La adaptación del simulador se vio plasmada en otros ejemplos a nivel internacional, como lo es el Simulador de Consumo de Gas de Argentina o el simulador de facturas de electricidad de Aura Energía (España), los cuales sirvieron como inspiración para un modelo creativo y amigable con el cliente.

Figura 3. Página web de CNEL EP con opción del simulador

Figura 1. Simulador del consumo de gas en Argentina – Cuidemos el gas Figura 4. Pantalla de principal de App de CNEL EP

Luego de seleccionar la opción correspondiente al simulador, primero le aparecerá una pantalla de validación.

Figura 2. Simulador de facturas de electricidad – Aura Energía

Uso del simulador Al simulador se puede acceder de dos maneras distintas: desde la página web de CNEL EP (www.cnelep.gob.ec), seleccionando la opción “Simulador de facturación” en el carrusel de servicios; o bien accediendo desde la App de CNEL EP (disponible para iOS y Android), dirigiéndose a la opción “Simulador” en la pantalla principal de la misma.

Figura 5. Pantalla de inicio del simulador

Una vez verificado lo anterior, el usuario se encuentra dentro del simulador y deberá seguir los siguientes pasos: 1. Escoger la Unidad de Negocio a la que pertenece, así como también el cantón y el mes 79

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96

de emisión que quiere simular.

2. Seleccionar el tipo de tarifa que tiene: residencial, residencial con discapacidad, residencial tercera edad y residencial temporal.

3. Indicar si es cliente PEC; es decir, si está registrado en el programa de eficiencia energética para la cocción por inducción y/o calentamiento de agua sanitaria. Si el cliente dispone este beneficio deberá poner el tipo de incentivo con el que cuenta.

4. Posteriormente, deberá escoger el tipo de consulta, puede ser por lecturas o por consumo; si es por lecturas, tendrá que poner la lectura actual y la anterior; si es por consumo, debe digitar la cantidad de energía medida en kilovatio/ hora (kWh); y. finalmente dar clic en “realizar la simulación”.

Figura 7. Selección de tipo de residencial (Paso 2)

5. Una vez que se visualice el resultado, al dar click en la letra “i” que está junto al rubro “Energía” se despliega una casilla informativa sobre cómo se realiza el cálculo de energía según el pliego tarifario vigente.

Figura 8. Selección PEC (Paso 3)

6. De igual manera, al dar click en el ícono de “+” que se encuentra junto a los diferentes subsidios (tarifa dignidad, subsidio cruzado, subsidio discapacidad y subsidio tercera edad), se desplegará información adicional sobre ellos.

Figura 9. Selección de tipo de consulta (Paso 4)

Figura 6. Ingreso de información inicial (Paso 1)

Figura 10. Simulación realizada (Resultado del paso 4)

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Figura 13. Comparación con la facturación para un cliente sin y con tarifa dignidad

Si un cliente desea, podrá darle clic en “Iniciar nueva simulación” para volver a la pantalla de ingreso de información inicial.

Resultados El simulador proporciona un avance en la atención del cliente, ya que el consumidor podría rápidamente identificar si el incremento en su factura está correlacionada con el aumento del consumo, por la exclusiva aplicación del pliego tarifario y reducir la incidencia de reclamos que se motivan por el desconocimiento del mismo.

Figura 11. Simulación extendida (Paso 5)

Se ha realizado la difusión correspondiente, la cual continúa hasta la presente fecha e incluye un video tutorial publicado en la cuenta de YouTube de CNEL EP, por lo que se empezó a recibir retroalimentaciones por parte de algunos clientes que han utilizado el simulador, recibiendo diversos mensajes, que van desde una felicitación hasta una petición de aclaración, como consecuencia de la comparación que se ha realizado entre el simulador y su factura, siendo este uno de los efectos esperados con esta implementación.

Figura 12. Información de ayuda desplegada, para Subsidio de discapacidad (Paso 6)

https://www.youtube.com/watch?v=Mb8Q5H_YIQw

Es importante resaltar que el resultado generado en el simulador, debe ser considerado como referencial. Debe tomarse en cuenta que una vez ejecutada la simulación, el cliente podrá conocer qué beneficios (subsidios) o recargos posee, incluyendo la diferencia (comparación) entre poseer el subsidio de Tarifa Dignidad y el no tenerlo, (puesto que está ligado al histórico de consumos en los últimos doce meses) si la energía facturada es inferior al límite definido en este subsidio; sin embargo, al no tener información histórica, la intención en este punto es motivar al cliente a reducir su consumo de energía, permitiéndole conocer el beneficio potencial de contar con este subsidio.

Figura 14. Petición de aclaración por parte del cliente

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96 de las tarifas.

• Debido a las distintas reglas de redondeo que son exclusivas por cada sistema comercial de CNEL EP (actualmente hay 4), se resalta que su resultado debe ser referencial y la identificación de errores de aplicación tarifaria considera una precisión de +/- $0,01.

Figura 15. Mensaje de felicitación a CNEL EP

Referencias bibliográficas

Además, la implementación y uso del simulador contribuyó a la disminución de reclamos por facturación, los cuales tuvieron un decremento promedio del 30% en los meses de julio y agosto de 2021, respecto al promedio de los reclamos ingresados en los meses de mayo y junio del mismo año (antes de su implementación).

• ARCERNNR (2021). Pliego tarifario del Servicio Público de Energía eléctrica. Periodo enerodiciembre 2021. Aprobado mediante Resolución No. 003/2021.

• ARCERNNR (2020). Regulación No. 001/2020 “Distribución y comercialización de energía eléctrica”. Aprobado mediante Resolución No. 006/2020.

• Asamblea Nacional, República del Ecuador (2012). Ley Orgánica de Discapacidades. R.O. No. 796.

• Asamblea Nacional, República del Ecuador (2019). Ley Orgánica de las personas adultas mayores. Suplemento del R.O. No. 484.

Figura 16. Evolución mensual de reclamos por facturación en CNEL EP antes y después del uso del Simulador

• Asamblea Nacional, República del Ecuador (2015). Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica. R.O. No. 418.

Se tiene pensado seguir trabajando con el Simulador para que se puedan incluir las mejores respectivas, en el siguiente orden:

• Aura Energía. Simulador de facturas de electricidad. Consultado de: https://www.auraenergia.com/simulador-factura-luz/

- Inclusión de opción para ingreso de cargas (potencias) de aparatos, horas y días de uso, para la estimación del consumo mensual.

• CNEL EP – Tutorial Simulador de Facturación.

Consultado de: https://www.youtube.com/ watch?v=Mb8Q5H_YIQw

- Simulación para clientes con tarifa general.

- Simulación para clientes prepago, considerando más de una recarga en el mes.

• Cuidemos el gas. Simulador del consumo de gas (Argentina). Consultado de: http://www. cuidemoselgas.com.ar/portfolio/simulador-deconsumo/

Conclusiones

• H. Congreso Nacional del Ecuador (2000). Ley orgánica de defensa del consumidor. Suplemento del R.O. No. 116.

• El uso del simulador permite indirectamente que el cliente residencial conozca con mayor entendimiento la aplicación del pliego tarifario vigente.

• Presidencia de la República del Ecuador (2007).

Decreto Ejecutivo 451-A. Suplemento al R.O. No. 125.

• El uso del simulador también permitirá, tanto al cliente como a la Corporación, identificar posibles errores en la aplicación tarifaria, los cuales serán susceptibles de corrección.

Recomendaciones • El simulador tiene varias oportunidades de mejora, siendo una de ellas la simulación del 100% 82

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CONGRESO MUNDIAL DE ENERGÍA EDICIÓN 25

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os orígenes del Congreso Mundial de la Energía se remontan a poco después de la Primera Guerra Mundial, cuando el visionario escocés Daniel Dunlop decidió reunir a los principales expertos en energía para debatir problemáticas energéticas actuales y emergentes.

El primer evento se celebró en Londres en 1924 y contó con la participación de 1.700 delegados de 40 países. Desde entonces, y con ediciones en todo el mundo, el Congreso Mundial de la Energía se ha convertido en un escenario para el sector energético mundial.

El Congreso Mundial de la Energía, se celebra cada tres años y reúne el poder cooperativo de la comunidad energética mundial para convertir la inspiración en acción. El Congreso es un acontecimiento mundialmente reconocido y esperado, ya que conecta todas las partes de la cadena de valor, todos los sectores, todas las tecnologías y todas las geografías.

Con motivo del centenario del WEC, se celebrará este año el 25º Congreso Mundial de la Energía.

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El Congreso reunirá a más de 7.000 líderes internacionales del sector de la energía y a las principales partes interesadas bajo el lema “Energía para la Humanidad”, mostrando los avances más emocionantes e innovadores en materia de energía y proporcionando un espacio único para el diálogo entre líderes.

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y redes de trabajo guiadas por expertos del Consejo para informar el diálogo sobre la energía, ofrecer ideas y crear impacto. También se conocen las múltiples vías energéticas que se están desarrollando en todo el mundo, además de las nuevas posibilidades y los diferentes futuros energéticos. Es un espacio único en donde se comparten las mejores prácticas con una comunidad mundial verdaderamente diversa e influyente de expertos y profesionales de la energía.

Aprovechando la historia del Consejo como voz imparcial y pragmática de la agenda energética mundial, el Congreso Mundial de la Energía crea el espacio para conversaciones abiertas, informadas y honestas. Reúne diversas voces, diferentes perspectivas y nuevas historias para activar y acceder a un intercambio más profundo de experiencias y conocimientos que permitan encontrar soluciones en una era de energía para las personas y el planeta.

Este año se tiene previsto celebrar y mostrar los avances en las transiciones energéticas de todas las regiones del mundo y también se lanzará nuevas soluciones, que movilicen a más personas y a diversas comunidades para la cocreación de nuevos y mejores sistemas energéticos.

En este importante evento se crean contenidos

Te invitamos a ser parte de esta experiencia, en el Congreso Mundial de Energía Edición 25.

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SOCIOS ECUACIER

MIEMBROS ASOCIADOS

CURSOS cier 2021 CURSOS CORTOS Y PROGRAMAS DE PERFECCIONAMIENTO 2020 CURSOS

ÁREAS

FECHAS

Gesión de activos.

Distribución

21 febrero al 28 marzo

Big Data.

Varias áreas

07 marzo al 03 abril

Impacto técnico económico de la generación distribuida en la distribución de energía.

Distribución

14 marzo al 17 abril

Proyectos de inversión en el sector eléctrico.

Corporativa

14 marzo al 10 abril

Gestion del negocio de distribución.

Distribución

21 marzo al 10 abril

Sistemas de energía, tecnologías de generación y redes eléctricas.

Corporativa

04 al 24 abril

Comunicaciones para los sistemas de control y protección de SSEE eléctricas, smart grid, vehículo eléctrico y energías renovables.

Varias áreas

04 abril al 29 mayo

Sistemas de protecciones de redes eléctricas de distribución.

Distribución

18 abril al 15 mayo

Taller de Big Data II y Data Science.

Varias áreas

18 abril al 22 mayo

Planificación y gestión de las redes eléctricas de distribución.

Distribución

25 abril al 22 mayo

Economía y marco normativo sectorial.

Corporativa

02 al 15 mayo

Subestaciones de AT y EAT.

Transmisión

02 al 15 mayo

Regulación de la generación y mercados eléctricos.

Corporativa

16 mayo al 05 junio

Redes de distribución y tecnologías.

Distribución

23 mayo al 19 junio

Economía del despacho y planificación de sistemas eléctricos.

Corporativa

13 junio al 03 julio

Seguridad informática en los sistemas de operación.

Varias Áreas

07 al 27 junio

Comunicaciones para los sistemas de control y protección de SSEE eléctricas, smart grid, vehículo eléctrico y energías renovables.

Varias Áreas

13 junio al 10 julio

Fundamentos de Auscultación y seguridad de presas.

Generación

13 junio al 10 julio

Taller de Planificación de redes de distribución.

Distribución

13 junio al 17 julio

Pérdidas de energía en el sector eléctrico. Un reto permanente para las empresas y la sociedad.

Distribución

27 junio al 24 julio

Norma ISO 50001 2018. Sistemas de gestión de la energía.

Distribución

04 al 31 julio

edición

96 CURSOS

ÁREAS

FECHAS

Medición inteligente e infraestructuras de medición avanzadas.

Distribución

11 julio al 14 agosto

Regulación de la transmisión y los mercados de energía.

Corporativa

11 al 24 julio

Líneas de transmisión.

Transmisión

11 julio al 7 agosto

Regulación de la distribución para clientes regulados y calidad de servicio.

Corporativo

25 julio al 21 agosto

Calidad de servicio y de producto.

Distribución

25 al 21 agosto

Gesión integral del mantenimiento de activos de generación, transmisión y distribución.

Distribución

01 al 21 agosto

Gestión de obras y proyectos de distribución.

Distribución

01 al 21 agosto

Subestaciones de MT.

Distribución

29 agosto al 02 octubre

Tarifas en distribución para clientes regulados en el sector de la energía eléctrica.

Distribución

29 agosto al 02 octubre

Energía solar fotovoltaica.

Generación

05 septiembre al 02 octubre

Geopolítica da energia : O petroleo, o acordo de Paris, a transicao da matriz energetica o os desafios tecnologicis.

Varias áreas

05 al 25 septiembre

SMART GRIDS. Nuevos desafíos y oportunidades para su desarrollo.

Distribución

03 al 30 octubre

Trabajos con tensión, seguridad y gestión eficiente de la TcT.

Distribución

10 octubre al 06 noviembre

Calidad de producto,(forma de onda, potencia) distribución de energía eléctrica, estado actual y tendencias.

Distribución

10 octubre al 20 noviembre

Desafíos de la Comercialización de la energía en tiempos del convivir digital.

Comercialización

10 al 30 octubre

Regulación del Mercado Minorista y la comercialización de la energía eléctrica.

Corporativa

10 al 23 octubre

Generación Distribuida.

Distribución

07 al 27 noviembre

Cables apantallados (subterráneos) y otros de media tensión.

Distribución

31 octubre al 27 noviembre

Gestión ambiental en distribución.

Distribución

07 al 27 noviembre

Operación y explotación de redes de distribución.

Distribución

28 noviembre al 18 diciembre

Sistemas IT para toda la cadena de valor de empresas de energía.

Distribución

03 al 04 noviembre

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PERSONAL ECUACIER ING. HERNÁN VERDUGO CRESPO Director Ejecutivo MBA. MARISOL ÁLVAREZ CHICAIZA Jefa Administrativa LCDA. SOFÍA MOLINA VERDESOTO Relacionista Pública ING. ANDREA ESPINOSA GARCÍA Secretaria Ejecutiva ING. DANIEL ZAMBRANO BORJA Analista de Sistemas ING. JOSSELYN GARZÓN PORRAS Contadora General LCDA. INGRID BORJA VILLAVICENCIO Secretaria SRA. ROCÍO GARCÍA PUNGUIL Asistente Administrativa

Integrando al Sector Eléctrico Ecuatoriano