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CRÉDITOS

Ing. Hernán Verdugo Crespo Director Ejecutivo ECUACIER DIRECTOR DE LA PUBLICACIÓN Ing. Víctor Orejuela Luna Asesor Ministerio Electricidad y Energía Renovable MIEMBRO CONSEJO EDITORIAL Ing. Jaime Astudillo Ramírez Presidente Ejecutivo Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. MIEMBRO CONSEJO EDITORIAL Ing. Gabriel Argüello Ríos Director Ejecutivo Operador Nacional de Electricidad MIEMBRO CONSEJO EDITORIAL Ing. Geovanny Pardo Salazar Gerente CELEC EP - Unidad de Negocio TRANSELECTRIC MIEMBRO CONSEJO EDITORIAL Ing. Antonio Borrero Vega Gerente General ELECAUSTRO MIEMBRO CONSEJO EDITORIAL Dr. Andrés Chávez Peñaherrera Director Ejecutivo Agencia de Regulación y Control de Electricidad MIEMBRO CONSEJO EDITORIAL Lic. Carminia Porras León Comunicadora Institucional Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. EDITORA Lic. María José Castro Pallaroso Relacionista Pública ECUACIER EDITORA Santana Estudio DISEÑO Y DIAGRAMACIÓN Comunicación Escénica y Audiovisual Archivo MEER y ECUACIER FOTOGRAFÍA Imprenta Mariscal IMPRENTA

INTERCONEXIONES REVISTA ENERGÉTICA

EDITORIAL Autor: Consejo Editorial Revista Energética Interconexiones

El Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional, ECUACIER, pone a consideración de sus miembros y del público en general, la edición número 88 de su órgano de difusión: la Revista Energética Interconexiones, mediante la cual se inaugura una nueva línea editorial, acorde a los adelantos de este siglo y sustentada en la experiencia adquirida a través de 30 años de publicaciones previas; manteniendo su misión de contribuir al fortalecimiento del sector energético, mediante la difusión de artículos técnicos y trabajos de investigación, complementados con noticias y aspectos publicitarios de interés de sus miembros y la comunidad. Tema central de esta edición es el de las energías renovables en las Islas Galápagos y su impacto en los ámbitos energético, económico y ambiental, con el artículo: “El sector eléctrico y la iniciativa cero combustibles fósiles para las Islas Galápagos”. Con la visión del Vicepresidente de la ECUACIER, el lector conocerá “La nueva estructura de la CIER y ECUACIER”. Mediante dos entrevistas realizadas a funcionarios del sector eléctrico, los lectores se adentrarán en los detalles de cómo se consiguió la rápida restitución del servicio eléctrico en la provincias de Esmeraldas y Manabí, afectadas por el terremoto del 16 de abril de 2016; y, conocerán las características y la importancia del Sistema de Transmisión de 500 kV y de la subestación El Inga, las primeras mega obras de transmisión de extra alto voltaje del país. Cuatro artículos técnicos abordan los temas de las telecomunicaciones y de la automatización en el Sistema Nacional Interconectado: un primero, sobre la estructura lógica y física de los servicios de telecomunicaciones del Sistema Nacional de Transmisión – SNT; un segundo, sobre la evolución de los sistemas de telecomunicaciones del Sistema Nacional Interconectado – SNT; el tercero, respecto a la verificación del cumplimiento de las normas internacionales en cuanto a los tiempos de conmutación en el transporte de datos en la red de CELEC EP TRANSELECTRIC; y, el cuarto, sobre la adopción de las normas internacionales (IEC) en la automatización de las subestaciones. Dos temas de soldadura en turbinas hidráulicas son abordados por los ingenieros de CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN: el primero, sobre la implementación del sistema de recuperación de rodetes; y, el segundo, sobre el análisis de la microestructura en el acero inoxidable. El ámbito de la comercialización de la energía eléctrica, es abordado en el artículo “La Experiencia del Nuevo Modelo Comercial en Sectores Rurales de CNEL EP”; en tanto que los aspectos de consumo y eficiencia energética residencial son tratados en el artículo “Análisis de cargas fantasmas”. Complementan esta edición dos artículos informativos sobre los eventos de capacitación desarrollados por ECUACIER, en el año 2015. Aspiramos que la lectura de esta edición de Interconexiones satisfaga la expectativa de nuestros lectores, a quienes les hacemos llegar un respetuoso y fraterno saludo.

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EDICIÓN

CONTENIDO

N°88 EL SECTOR ELÉCTRICO Y LA INICIATIVA CERO COMBUSTIBLES FÓSILES PARA LAS ISLAS GALÁPAGOS

LA CIER, SU NUEVA ESTRUCTURA Y ECUACIER

UNIDOS Y SOLIDARIOS

CAPACITACIÓN INTERNACIONAL

ANÁLISIS DE CARGAS FANTASMAS

TRANSPORTE SOBRE MPLS PARA DATOS DE REDES ELÉCTRICAS Y DE COMUNICACIONES APLICADO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN (SNT)

EVOLUCIÓN DE LAS TELECOMUNICACIONES EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE SOLDADURA PARA LA RECUPERACIÓN DE RODETES HIDRÁULICOS EN EL CENTRO DE INVESTIGACIÓN Y RECUPERACIÓN DE TURBINAS HIDRÁULICAS Y PARTES INDUSTRIALES

ANÁLISIS DE LA MICROESTRUCTURA EN LA ZONA AFECTADA TÉRMICAMENTE POR LA SOLDADURA, EN EL ACERO INOXIDABLE ASTM A743 UTILIZADO EN LA FABRICACIÓN DE TURBINAS HIDRÁULICAS.

EXPERIENCIAS DEL PROYECTO PILOTO DE GESTIÓN COMERCIAL EN SECTORES RURALES DE CNEL EP

IMPLEMENTACIÓN DE LA NORMA IEC 61850 EN LOS SISTEMAS DE AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES DE CELEC EP TRANSELECTRIC

SUBESTACIÓN EL INGA

EVENTOS ECUACIER

AGENDA ECUACIER

DIRECTORIO ECUACIER

SOCIOS ECUACIER

PERSONAL ADMINISTRATIVO ECUACIER

ECUADOR INTEGRADO AL CONSEJO MUNDIAL DE ENERGÍA

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EL SECTOR ELÉCTRICO Y LA INICIATIVA CERO COMBUSTIBLES FÓSILES PARA LAS ISLAS GALÁPAGOS Autor: Dr. Esteban Albornoz Vintimilla Ministro de Electricidad y Energía Renovable

“… El Gobierno Nacional preocupado por la viabilidad ecológica, económica y social de las actividades en las Islas Galápagos ha manifestado la necesidad de adoptar medidas y ejecutar acciones tendientes a impedir la degradación del hábitat y el impacto ecológico en el delicado equilibrio de las especies que coexisten en el Parque Nacional Galápagos y en la Reserva Marina de Galápagos. Esta preocupación ha llevado al Señor Presidente de la República a declarar en riesgo y de prioridad nacional la conservación y el manejo ambiental del ecosistema del Archipiélago de Galápagos. De esta manera se asume un compromiso real y efectivo con el desarrollo sostenible y la conservación de Galápagos. Como parte de este compromiso, se resolvió iniciar el programa Cero Combustibles Fósiles en Galápagos, bajo el objetivo de erradicar del Archipiélago el uso de combustibles derivados del petróleo…” (MEER, 2015).

Las Islas Gálapagos Las Islas Galápagos son un conjunto de islas pertenecientes a la provincia de Galápagos, en la República del Ecuador. La provincia está situada a 972 kilómetros al oeste de la costa ecuatoriana, en el océano Pacífico, su superficie territorial es de 8.010 km2 y está integrada por los cantones Isabela, San Cristóbal y Santa Cruz. Su capital es Puerto Baquerizo Moreno (en la isla San Cristóbal). Las Islas Galápagos fueron declaradas por la Unesco como Patrimonio Natural de la Humanidad en 1978 y como Reserva de la Biosfera en 1985 (INOCAR, 2011), en reconocimiento al valor universal excepcional que tienen las islas, por su peculiar belleza natural, por sus singulares proceso geológicos y geomorfológicos y, por su extraordinaria diversidad biológica, al ser el hábitat de un gran número de especies tanto animales como vegetales que no existen en ningún otro lugar del mundo.

Figura 1. Las Islas Galápagos – Ecuador (GALAPAGOS NATIONAL PARK, s.f.)

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N°88

El Servicio Eléctrico en Galápagos Hasta 1960, únicamente la Capitanía del Puerto y la Estación Charles Darwin contaban con energía eléctrica producida por un generador a gasolina. Para finales de los años 60, se formó un comité pro electrificación en las Islas. A mediados de 1967, con la ayuda del Cuerpo de Paz de los Estados Unidos, se puso en operación un generador en Pelikan Bay. En 1971, el INECEL inició los estudios para dotar de energía eléctrica a la Isla Santa Cruz y en 1974 se implementó la electrificación en las Islas. En 1980 se contaba con tres grupos generadores de energía eléctrica, 2 de 50 kW y uno de 80 kW. “Para su operación era necesario transportar el combustible desde el Continente, una vez cada mes”. En 1998, en Guayaquil, se constituye la Empresa Eléctrica Provincial Galápagos S.A. - ELECGALAPAGOS; y, en julio del 2000, el ex Consejo Nacional de Electricidad CONELEC, actual ARCONEL, mediante escritura pública, le otorgó a la empresa la concesión para la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica (ELECGALAPAGOS, 2016a). Desde el inicio de su vida jurídica, ELECGALAPAGOS ha desarrollado proyectos de generación y distribución de la energía eléctrica a fin de dar cumplimiento al contrato de concesión y es a partir del año 2001 que logra entregar energía eléctrica las 24 horas del día. Actualmente Galápagos cuenta con centrales de generación: eólicas, solares fotovoltaicas, térmicas con biocombustible y térmicas a diésel. La siguiente Tabla ilustra la capacidad instalada en generación a junio de 2016.

Tabla 1. Potencia Nominal Instalada DIÉSEL

9 450

2 400

12.50

11 863

14 950

2 250

1 575

18 775

930

3 570

164

2 543

34 371

2 640

27 040 27 040

4 650 7 331

34 371

Fuente: (ELECGALAPAGOS, 2016a). Diseño: MEER

Los datos consignados muestran que la potencia nominal total instalada en centrales de generación de energía eléctrica, a junio de 2016, es del orden de los 34 400 kW, de los cuales, un 79% corresponde a generadores a diésel y un 21% corresponde a generadores con fuentes renovables.

Naufragio del Jessica y derrame de petróleo en las Islas Galápagos En la noche del 13 de enero de 2001, el tanquero petrolero Jessica, que llevaba cerca de 240 000 galones de combustible, encalló en la entrada al Puerto Baquerizo Moreno. El 20 de enero, el combustible comenzó a derramarse del Jessica y al final, un total de 175 000 galones de combustible se derramaron en el mar, lo que fue uno de los peores desastres ambientales en la historia del archipiélago (European Commission, 2001). Este tipo de situaciones ambientalmente adversas, vinculadas con los derrames de combustibles, durante el transporte marítimo, el trasvase, la carga y distribución de los combustibles y su manipuleo, prendieron las alarmas de alerta en la comunidad nacional e internacional, para que se diseñen estrategias que ayuden a preservar el hábitat único de las Islas Galápagos, patrimonio de la humanidad.

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Galápagos “Patrimonio mundial en peligro” En junio de 2007, el Archipiélago de Galápagos, conocido como un “museo vivo y una vitrina única de la evolución”, fue inscrito por el Comité del Patrimonio Mundial de la UNESCO, en la “Lista del Patrimonio en Peligro”, debido a amenazas tales como: las especies invasoras, el turismo desenfrenado y la sobrepesca. Para julio de 2010, el Comité de la UNESCO estimó que Ecuador ha logrado progresos significativos en su acción para enfrentar estos problemas y se congratuló por los continuos esfuerzos del gobierno ecuatoriano para reforzar las medidas de conservación, en particular las encaminadas a combatir las especies exógenas y decidió retirar a las Islas Galápagos de la Lista del Patrimonio Mundial en Peligro (UNESCO, 2010).

Primera iniciativa de generación eléctrica con fuentes renovables Central Fotovoltaica Floreana: En el año 2004, en la Isla Floreana, se instaló una central fotovoltaica con capacidad de 18 kWp, junto con un banco de baterías y un sistema de conversión de corriente continua a corriente alterna, para dar servicio público eléctrico a los habitantes de Puerto Velasco Ibarra, en forma complementaria a la generación de una pequeña central a diésel. Posteriormente, en mayo del 2006, se amplió la capacidad con 3 kWp adicionales, incrementando la capacidad instalada en paneles solares fotovoltaicos para servicio público a 21 kWp, lo cual permitió la reducción del consumo del diésel y el poder dar un servicio eléctrico continuo durante las 24 horas del día, cuando antes se lo hacía solamente las 12 horas del día (ELECGALAPAGOS, 2016a).

Proyecto Eólico San Cristóbal: El sistema de generación eólico San Cristóbal, constituido por tres 3 turbinas de 800 kW, que dan una potencia instalada de 2,4 MW, inició su operación comercial en octubre del 2007. Para la ejecución del proyecto, en abril de 2003, se firmó un convenio entre el Gobierno Ecuatoriano y el e7 (hoy Global Sustainable Electricity Partnership - GSEP: una organización internacional sin fines de lucro formada por las nueve empresas eléctricas líderes de los países del Grupo G8). El costo del sistema fue cercano a los 10 millones de dólares, financiados en un 55% con aportes del Fondo e7, el 40% con aportes del Gobierno Nacional y el resto con aportes de la Fundación de Naciones Unidas (UNF). La electricidad generada en el parque eólico es transportada hasta el centro de carga mediante una línea de 13,8 kV, de 12 km de longitud: 3 km en subterráneo (para evitar la afectación a “los petreles”) y, 9 km en aéreo, en postes de hormigón, con conductores de aluminio y aisladores de porcelana, por una ruta paralela a la carretera (INER, 2013).

Figura 2. Generación eólica San Cristobal (MEER, 2016).

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La iniciativa “Cero Combustibles Fósiles para las Islas Galápagos” En el año 2007, el gobierno del presidente Rafael Correa presentó el Programa Cero Combustibles Fósiles en Galápagos, con el objetivo de erradicar del archipiélago el uso de combustibles derivados del petróleo. La iniciativa estuvo articulada con las siguientes líneas estratégicas: 1) la eliminación paulatina del diésel en la generación de energía eléctrica y su sustitución por fuentes renovables como la eólica, la solar y el uso de biocombustibles; 2) la reconversión gradual de los motores de los vehículos a diésel en motores a biocombustibles y el establecimiento de normas que permitan la introducción a las islas únicamente de vehículos eléctricos y/o vehículos híbridos; y, 3) la reconversión gradual de las embarcaciones de pesca y turismo que utilicen diésel para que consuman biocombustibles, incluido el biodiésel (Oilwatch Latino America, 2007).

Energías Renovables para las Islas Galápagos En el contexto de la iniciativa Cero Combustibles Fósiles para Galápagos, el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable – MEER, con el apoyo de la cooperación internacional, ha desarrollado los siguientes proyectos de energías renovables para las Islas Galápagos:

Biocombustible en Floreana En Febrero de 2011 se inauguró en la Isla Floreana, el proyecto de generación eléctrica mediante el uso de biocombustibles, el mismo que contó con el apoyo financiero del Ministerio Federal Alemán del Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza y Seguridad Nuclear (BMU) y el aporte técnico de la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ). El proyecto contempló: la instalación y puesta en marcha de dos grupos generadores duales de 69 kW cada uno, adaptados al uso de aceite vegetal de piñón como combustible; la adecuación de la casa de máquinas; la instalación de 3 tanques de 3 000 galones cada uno y un tanque diario de 100 galones; la capacitación técnica al personal relacionado con el proyecto en Ecuador y en Alemania; y, la adquisición de un camión grúa para ingreso de combustibles y otros requerimientos de la comunidad (GIZ, 2014).

Figura 3. Generación con biocombustible (aceite de piñón) en la Isla Floreana - tanques de combustible (ERGAL, 2010)

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El Parque Eólico Baltra - Santa Cruz, de 2 250 kW Este proyecto denominado Energías Renovables para Galápagos – ERGAL en convenio con el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), inició su operación en diciembre de 2014 y está constituido por 3 aerogeneradores de 750 kW, cada uno, del tipo “full converter”, de última tecnología, ubicados en la Isla de Baltra. La electricidad producida en los aerogeneradores, es llevada desde Baltra hasta Puerto Ayora (Isla Santa Cruz) mediante una línea de 34,5 kV, de 51,4 km de longitud, integrada por cuatro tramos: dos aéreos, un submarino y un subterráneo, para precautelar impactos ambientales en las áreas naturales protegidas (ERGAL, (s.f)), (ELECGALAPAGOS, 2015).

Figura 4. Generación eólica en Baltra (izq.) (MEER, 2016)

Sistema Fotovoltaico con Almacenamiento de Energía en Baltra Implementado bajo el marco de cooperación no reembolsable de Japón, por 10 millones de dólares, a través de su Agencia de Cooperación Internacional – JICS, inició su operación en marzo del 2016. Este proyecto contempla una planta fotovoltaica de 67 kWp y dos conjuntos de bancos de baterías, uno de ellos formado por baterías de plomo-ácido de descarga profunda que tiene capacidad de almacenar hasta 4 000 kWh de energía proveniente del parque eólico, mientras que el otro banco de baterías es de ion-litio de 268 kWh de capacidad para compensar las fluctuaciones de la generación eólica. La planta fotovoltaica evitará la emisión de 73 toneladas de CO2 por la no utilización de 7 800 galones de diésel de la generación térmica (MEER, 2015) (ELECGALAPAGOS, 2016a).

Planta Fotovoltaica de Puerto Ayora La Planta Fotovoltaica de Puerto Ayora, con una capacidad de 1 500 kWp, fue implementada bajo el marco de cooperación no reembolsable de Corea, a través de KOICA, con base a un acuerdo suscrito con el MEER. La planta que inició su operación en mayo de 2014, está integrada por 6 006 paneles solares fotovoltaicos de 250 Wp c/u distribuidos en una superficie aproximada de 2,9 hectáreas (MEER, 2015) (ELECGALAPAGOS, 2016a).

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Figura 5. Plantas fotovoltaicas en Puerto Ayora (MEER, 2016)

Proyecto Híbrido Isabela El proyecto cuenta con la asistencia financiera del Gobierno de la República Federal de Alemania, a través del Banco Alemán de Desarrollo (KfW) y contempla: una planta térmica dual (diésel/aceite puro de piñón) de 1 620 kW; una planta solar fotovoltaica de 922 kWp; un sistema de almacenamiento de energía de 258 kWh mediante baterías de litio-ión; los sistema de control, operación y monitoreo de toda la planta; y, los tanques de almacenamiento de combustibles (MEER, 2015) (ELECGALAPAGOS, 2016a).

Repotenciación de la generación térmica en Santa Cruz y en San Cristóbal En el año 2012, entraron en operación en la Isla Santa Cruz dos grupos térmicos marca Hyundai de 1 750 kW cada uno (total 3 450 kW), con una inversión del orden de los 3 millones de dólares, de los cuales un 67% correspondió a la donación de los dos grupos por parte de la empresa Coreana Hyundai y la diferencia fue la contraparte entregada por el MEER. Estos equipos son cabinados, insonoros, de alta tecnología y alto rendimiento (15,5 KWh/Galón) y están diseñados para trabajar también con biocombustibles, lo cual permitió disminuir la contaminación ambiental. Por su parte CELEC EP viene instalando, en este año, 4 grupos térmicos adicionales de 1 700 kW similares, los cuales entraron en servicio en marzo y junio de este año, lo que permitirá satisfacer la siempre creciente demanda de la isla con un alto grado de confiabilidad. En la Isla San Cristóbal, CELEC EP instaló dos grupos térmicos de 1 700 kW cada uno, que entraron en operación en junio del presente año (ELECGALAPAGOS, 2016b).

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Los beneficios de la penetración de la generación eléctrica con fuentes de energía renovable (un antes y un después) La siguiente tabla permite identificar el cambio que se ha conseguido entre el año 2006 y el año 2015, en cuanto al abastecimiento de energía eléctrica en Galápagos. En los últimos 9 años la producción total de electricidad se ha incrementado en 110% y la producción con generación térmica a diésel se ha incrementado en 77%; en tanto que la producción con fuentes de energía renovable se ha incrementado en 547 veces.

Tabla 2. Energía generada en las Islas Galápagos (año 2015 vs año 2006)

TÉRMICA - DIÉSEL

Fuente: (ELECGALAPAGOS, 2016a). Diseño: MEER

La siguiente Tabla detalla para el año 2015, la producción de energía eléctrica por Isla y el grado de penetración de la energía renovable:

Tabla 3. Penetración de las energías renovables en Galápagos (año 2015) DIÉSEL

SAN CRISTÓBAL

Fuente: (ELECGALAPAGOS, 2016a). Diseño: MEER

Debe señalarse que en el año 2015 la penetración de las energías renovables en las Islas Galápagos fue cercana al 16%, destacándose que la mayor penetración se tuvo en la Isla Florena, con un valor cercano al 33%. Para el año 2016 la penetración de las energías renovables será del 18%.

El Programa Cero Combustibles Fósiles en Galápagos:”… es una iniciativa tecnológicamente factible, económicamente viable y ambientalmente imprescindible, pero sobre todo humanamente responsable…”

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Para recordar Al año 2015 la potencia instalada total en las Islas Galápagos fue de 22 000kW (71% a diésel y 29% renovable); y la energía generada total fue de 54 000 MWh (84% a diesel y 16% renovable). Tomando como año base la situación del año 2006 y comparando con la del año 2015, la reducción del consumo de diésel fue mayor al 1 millón de galones (32% por la mayor eficiencia de los grupos térmicos nuevos y 68% por la penetración de las energías renovables); la reducción de emisiones de CO2 fue del orden de las 8 800 mil toneladas; y, los beneficios económicos para ELECGALAPAGOS por la reducción del consumo de diésel superaron el 1 millón de dólares, en tanto que para el país le representaron ahorros superiores a los 2,6 millones de dólares. Con la implementación paulatina de los proyectos de generación mediante el uso de fuentes renovables de energía y la renovación del parque térmico, para el período 2001 - 2016, en el contexto de la iniciativa “Cero Combustibles Fósiles”, se logrará una reducción aproximada de 5 millones de galones de diésel y 42 000 toneladas de CO2, lo cual representará un beneficio de 6,5 millones de dólares para ELEC Galápagos y de 21 millones de dólares para el país, como el resultado de la reducción del consumo de diésel para generación de energía eléctrica, si se compara con la situación energética del año 2006. Cabe resaltar que la comunidad internacional, reconociendo los esfuerzos del gobierno nacional y en particular del sector eléctrico ecuatoriano, ha ratificado su predisposición para seguir apoyando las iniciativas encaminadas a la preservación del hábitat único de las Islas Galápagos, Reserva de la Biosfera y Patrimonio Natural de la Humanidad. Evocando el viejo proverbio español: “Cuando soplan vientos de cambio, algunos levantan muros y otros construyen molinos”; es evidente que el gobierno de la revolución ciudadana, a través de su sector eléctrico está construyendo esos molinos, generando la energía eléctrica para que se covierta en el motor del desarrollo y progreso social en beneficio de todos nuestros conciudadanos.

Fuente: Foto archivo MEER Planta fotovoltaica - PUERTO AYORA

Referencias Bibliográficas

GALÁPAGOS NATIONAL PARK. ((s.f)). Recuperado el 9 de Junio de 2016, de http://nppkema.weebly.com/ ELECGALAPAGOS. (2015). Obtenido de http://www.elecgalapagos.com.ec/pdf2015/centrales.pdf ELECGALAPAGOS. (2016a). Expediente para la transformación en Empresa Pública (en revisión). ELECGALAPAGOS. (2016b). Recuperado el 15 de Junio de 2016, de http://www.elecgalapagos.com.ec/entra-en-funcionamiento-generador-hyundai-para-santa-cruz ERGAL. ((s.f)). Recuperado el 14 de Junio de 2016, de http://www.ergal.org/cms.php?c=1295 ERGAL. (2010). Recuperado el 10 de Junio de 2016, de http://www.ergal.org/cms.php?c=1456 European Commission. (Marzo de 2001). Recuperado el 10 de Junio de 2016, de http://ec.europa.eu/echo/files/civil_protection/civil/marin/reports_publications/jessica_report.pdf GIZ. (Febrero de 2014). Recuperado el 10 de Junio de 2016, de https://www.giz.de/en/downloads/giz2014-sp-factsheet-energal.pdf INER. (Marzo de 2013). Recuperado el 23 de Mayo de 2016, de http://www.iner.gob.ec/wp-content/uploads/downloads/2013/05/11-Luis-Vintimilla-EOLICSA1.pdf INOCAR. (2011). Recuperado el 9 de Junio de 2016, de http://www.inocar.mil.ec/docs/derrotero/derrotero_cap_VI.pdf MEER. (2015). Recuperado el 9 de Junio de 2016, de http://www.energia.gob.ec/cero-combustibles-fosiles-en-galapagos-2/ Oilwatch Latino America. (25 de Abril de 2007). Recuperado el 10 de Junio de 2016, de http://www.oilwatchsudamerica.org/petroleo-en-sudamerica/ecuador/1034-ecuador-ncero-combustibles-fosiles-enngalagos.html UNESCO. (28 de Julio de 2010). Recuperado el 10 de Junio de 2016, de http://www.unesco.org/new/es/media-services/single-view/news/list_of_world _heritage_in_danger_world_heritage_committee_inscribes_the_tombs_of_buganda_kings_uganda_and_removes_galapagos_islands_ecuador/#.V1r0luQz5Kk MEER. (2016). fotos.

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LA CIER, SU NUEVA ESTRUCTURA Y ECUACIER

Autor: Ing. Jaime Astudillo Ramírez Vicepresidente de la CIER

Sobre la base de una propuesta aprobada durante el Primer Congreso de Integración Eléctrica Regional, el 10 de julio de 1964 en Montevideo, Uruguay, con la participación inicial de cuatro países: Paraguay, Argentina, Chile y Uruguay, se constituyó la Comisión de Integración Energética Regional, CIER, como una organización internacional sin fines de lucro con los objetivos de: promover y favorecer la integración del sector energético en la región; desarrollar actividades de cooperación técnica; intercambiar información, conocimiento y experiencia entre sus miembros. Las restantes naciones iberoamericanas del subcontinente: Bolivia, Brasil, Colombia, Costa Rica, Ecuador, Perú y Venezuela se integraron en los años siguientes, de manera tal que para el año 1970, la CIER abarcaba al conjunto de los diez países suramericanos. Desde sus comienzos, la CIER disfrutó del apoyo caluroso de las empresas eléctricas sudamericanas, que en su casi totalidad estaban verticalmente integradas y claramente reflejó la fuerte necesidad de colaboración entre ellas, pues son bien conocidas las ventajas que se derivan de la optimización de las instalaciones de gene-

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ración y transmisión aprovechando, entre otros factores, las diversidades hidrológicas y horarias; y, las reservas de generación térmica de respaldo, todo ello para configurar un gran mercado eléctrico, mejorando la confiabilidad de los sistemas. En la década de los años 90, la CIER, en su acrónimo, sustituyó la “e” de “eléctrica” por “energética”, a fin de posibilitar la participación de un mayor espectro de empresas involucradas en la producción, transporte, distribución y comercialización de los diferentes tipos de energía. En el presente año, son quince países latinoamericanos, a través de 10 Comités, quienes son miembros de CIER. Reúne a más de 260 empresas a través de los Comités Nacionales y Regionales (CECACIER para Centroamérica y El Caribe), la mayoría de éstas, encargadas de la prestación del servicio de energía eléctrica. En su seno confluyen también instituciones reguladoras, de control, operadores del sistema y entes gubernamentales; es decir, es la mayor organización energética en la región. Adicionalmente, al momento la CIER tiene un Miembro Asociado –CFE, Comisión Federal de Electricidad de México, y varias entidades vinculadas,

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N°88 mencionándose en este acápite, el ente regulador de Panamá –ASEP- y el operador de Uruguay -ADME. En cada país de la región funciona como contraparte el comité nacional que aglutina empresas privadas, públicas y mixtas, e instituciones: en el Brasil, el BRACIER; en Argentina, CACIER; en Colombia, COCIER; en Perú, PECIER; en Bolivia, BOCIER; y, así en los restantes países. En nuestro País, Ecuador, de manera correspondiente funciona el ECUACIER que integra como miembros a todas las empresas eléctricas de generación; transmisión; distribución; Agencia de Regulación y Control de Electricidad, ARCONEL; y, Operador Nacional de Electricidad, CENACE.

Racionalizar el uso energético con el objetivo entre otros de optimizar el equipamiento y la operación de las empresas; y, Promover la utilización regional de la energía con especial énfasis en los problemas ambientales.

MECANISMOS DE LA CIER

OBJETIVOS DE LA CIER El objetivo principal de esta Organización No Gubernamental, con estado diplomático reconocido por Uruguay, es promover y alentar la integración de los sectores eléctricos regionales, con la ejecución de las siguientes acciones: Brindar mayor eficacia a las empresas del sector energético y organismos gubernamentales en los países miembros; Establecer la ayuda y cooperación técnica entre empresas y organismos; Formar profesionales en todos los niveles e intercambio de conocimienros entre empresas y organismos. Transferir conocimientos, información, experiencias y documentación en campos técnicos, económicos y legales; Desarrollar proyectos con un enfoque regional, considerando la viabilidad de interconexiones eléctricas internacionales; Orientar y coordinar las actividades de interés general para empresas y organismos, incluyendo la investigación y el desarrollo; Establecer las especificaciones generales y normas técnicas aceptadas en los países miembros; Mejorar la utilización de personal técnico y tecnologías a nivel regional; Promover una uniformidad regional estadística, profundizada a través de la operación y puesta al día de un banco de datos;

ORGANIZACIÓN INSTITUCIONAL ACTUAL Para encarar con eficiencia sus actividades, la CIER propende a centralizar sus decisiones y descentralizar sus actividades, fundamentalmente sobre la base de la participación, colaboración y trabajo de los propios técnicos de las empresas y organismos de los países miembros. La autoridad máxima es su Comité Central, integrado por los comités nacionales de los países miembros, organismo en el que cada estado miembro dispone de un voto y que se reúne de manera itinerante y ordinaria cada año, normalmente en el mes de noviembre. La presidencia del Comité Central ejerce el delegado del Comité Nacional, electo por ese organismo por un período de dos años. INTERCONEXIONES REVISTA ENERGÉTICA

Al Comité Central le corresponde definir la política general de la Comisión; aprobar los programas de acción, presupuestos y balances, y la admisión de nuevos miembros; modificar el estatuto y reglamento interno; establecer las cuotas de los miembros; y, designar al director ejecutivo. La Mesa Directiva –una especie de directorio- cuya

función principal es realizar el seguimiento de las resoluciones del Comité Central, hasta el mes de noviembre del 2016, estará integrado por el presidente y dos vicepresidentes, que fueron elegidos en forma alternativa, a efectos de asegurar una cierta continuidad en la conducción. A partir de esta fecha, la nueva estructura organizacional establece una nueva composición de la Mesa conforme se resume en el siguiente acápite.

NUEVA ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DE LA CIER El Comité Central CIER, con ocasión de la conmemoración de los 50 años de la organización, convocó en mayo del 2014 a un nuevo proceso de planificación estratégica con el objetivo de relanzar y proyectar a la CIER sobre la base de cumplir con su misión fundacional, durante los próximos 50 años en los nuevos escenarios globales y regionales. En julio del 2014, se presentaron los avances de la primera parte del proceso, en el que se incluyeron las definiciones de análisis de FODA, una primera propuesta revisada de Misión, Visión y Valores así como un documento sobre escenarios presentados por un consultor, introduciendo el concepto de plataformas de conocimiento. Dicho documento sería la base de discusión del Comité Central Extraordinario en Lima,

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Perú en abril del 2015, organismo que aprobó los lineamientos del nuevo marco estratégico de la CIER. Definidos los lineamientos del marco estratégico, en el Comité Central Extraordinario realizado en Río de Janeiro, Brasil, a fines del mes de mayo del 2016 se aprobó la nueva estructura y gobernanza de la CIER, destacándose que las actividades de los actuales comités de generación, transmisión, distribución, comercialización y áreas corporativas, se distribuirán en 15 plataformas que funcionarán en el marco del Comité de Gestión del Conocimiento. En lo relacionado con la gobernanza se decidió conformar la Mesa Directiva con 4 vicepresidentes que a su vez liderarán los cuatro comités, conforme se puede apreciar en el siguiente gráfico:

EDICIÓN

N°88 Excepto el hecho de tener 4 vicepresidentes en la Mesa Directiva, las funciones de ésta y del Comité Central son similares a las actuales. Nótese, la inclusión del Consejo de Notables –integrado por profesionales que prestaron servicios relevantes a la CIER- para brindar asesoramiento a la Mesa en la toma de decisiones y definiciones estratégicas y operativas, cuando así se lo requiera. La Asamblea de Miembros es un organismo sin poder de decisión, conformado por todos los representantes de las empresas e instituciones miembro que propone a la Mesa Directiva los lineamientos generales de actuación a largo plazo. Los 4 comités de gestión –portafolio y segmentos; conocimiento; desarrollo institucional; y, promoción de la integración y relaciones institucionalesson liderados, controlados y evaluados por un vicepresidente; cada uno de los comités estará conformado por el Director Ejecutivo de la CIER, un Gestor, un asesor externo, de requerirse, y el equipo de trabajo conformado por los delegados de los comités nacionales y regional.

DIRECTIVA DE LA CIER, PERÍODO 2015 - 2017

a dos vicepresidentes adicionales, con un período de 2 años, de manera tal, que se mantenga el principio de renovación parcial de autoridades, conforme lo establece el nuevo modelo de gobernanza.

ECUACIER DENTRO DE LA CIER ECUACIER, el Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional, se integra a CIER en noviembre de 1969 a través del ex Instituto Ecuatoriano de Electrificación y a partir de 1998 como entidad autónoma. Desde ese entonces, ha jugado el rol de organización que apoya al sector eléctrico ecuatoriano y como una entidad, contraparte de la CIER. Dentro de estos 47 años del Comité Nacional se han registrado significativos aportes para el sector eléctrico ecuatoriano, en los diferentes ámbitos vinculados con sus objetivos específicos, de entre los cuales, como lo destacó el señor Ministro de Electricidad y Energía Renovable en las Memorias de ECUACIER 45 años (2014), se citan las siguientes: La coordinación de la participación de un total de 49 integrantes del Comité Ecuatoriano de la CIER; de los cuales, 40 son entidades socias, que representan a las empresas eléctricas, a las unidades de negocio y a organismos oficiales del sector eléctrico; 9 miembros asociados, relacionados con los Colegios de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Universidades y Politécnicas del país. La publicación de La Revista Interconexiones, que ha llegado a su edición 88, completamente renovada, sirve como vehículo para la divulgación de las actividades de la ECUACIER y las de sus entidades vinculadas, mediante la publicación de los artículos técnicos y trabajos de investigación nacionales y de los trabajos más destacados de los Seminarios Nacionales.

A la luz de lo resuelto en el Comité Central de Río de Janeiro, la Mesa Directiva concluirá su gestión en noviembre del 2017, siendo importante comentar que en el Comité Central a realizarse en Bolivia, a fines del presente año, se designarán

La colaboración en la formación y capacitación del personal, en todos los niveles, mediante la realización de: Congresos, Seminarios, Talleres y Cursos presenciales y Cursos a distancia, con instructores de nivel nacional e internacional; en las áreas de: generación, transmisión, distribución, corporativa y comercialización, en cuanto se relacionan con el quehacer eléctrico.

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Particular mención debe hacerse a la promoción de la transferencia de información, conocimientos, experiencias y estudios en los campos técnico, económico, administrativo, jurídico y otros relacionados con el ámbito eléctrico; especialmente mediante la realización de los Seminarios Nacionales de carácter anual, que con singular éxito han llegado a la edición XXXI; y que, año a año, en forma paulatina, han venido motivando un mayor interés y una mayor participación de autores de artículos técnicos; y la presencia cada vez mayor de asistentes y expositores.

Fuente: Foto archivo CIER Reunión Comité Central, San José de Costa Rica, 12 de Noviembre del 2015

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En conclusión, se puede afirmar que la Comisión de Integración Energética Regional, CIER en general, y la ECUACIER en particular, han brindado, dentro de su ámbito de acción, un significativo aporte a la integración de las naciones latinoamericanas, en procura de lograr en la región una mayor eficiencia y competitividad, mediante la asistencia y la cooperación técnica entre sus afiliados, la formación y capacitación de personal en todos los niveles, el intercambio de experiencias y, el contacto entre los profesionales de la región.

Unidos y Solidarios

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EDICIÓN

N°88

La noche del sábado 16 de abril del 2016, un fuerte sismo de 7,8 grados en la escala de Richter sacudió a todo el País, marcando un antes y un después en el Ecuador; dejando pérdidas humanas y materiales, en varias provincias de la costa ecuatoriana. A pesar de que el 100% de las centrales eléctricas no sufrieron ninguna afectación, varios cantones de las provincias afectadas se quedaron prácticamente a obscuras, como resultado de aquel fuerte sismo. Una maratónica tarea de reconstrucción de los sistemas eléctricos, liderada por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, inició minutos después de la tragedia, para dar luz de esperanza y contribuir a que el Ecuador se levante. A través de la siguiente entrevista, conoceremos los esfuerzos realizados por el sector eléctrico ecuatoriano, que demostró estar más fortalecido y unido que nunca.

Fuente: Foto Cortesía Técnicos Sector Eléctrico Trabajos Reconstrucción Manabí

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ENTREVISTA

Ing. Esmeralda Tipán Subsecretaria de Distribución y Comercialización de Energía MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE

PLAN DE ACCIÓN Y EVALUACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO A CAUSA DEL TERREMOTO DEL 16 DE ABRIL DEL 2016 1. ¿En qué magnitud considera Usted que el terremoto de 7,8 grados, registrado en las provincias de Esmeraldas y Manabí, afectó al sistema eléctrico ecuatoriano? A causa del terremoto se desconectó una carga de 1 400 MW a nivel nacional, que representa el 40% de la demanda de potencia de todo el país. En las horas subsiguientes al sismo se logró recuperar una carga de 1 100 MW en todas las provincias a excepción de Manabí y Esmeraldas, cuyos sistemas eléctricos fueron los más afectados por encontrarse cerca del epicentro.

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2. ¿Los habitantes de las provincias más afectadas, Manabí y Esmeraldas, sintieron la falta del servicio eléctrico?; ¿Cuál fue el protocolo que siguieron los respectivos centros de control de energía para monitorear y actuar frente a este acontecimiento? Una vez sucedido el evento telúrico, el Centro de Control de Esmeraldas siguió operando normalmente y desde ahí se realizaron las maniobras de reconexión automática para la reposición del servicio en las zonas que fueron posibles. En referencia al Centro de Control Manabí, debido a la afectación del edificio en el que operaba, y por seguridad del personal, se traslado a la Subestación Portoviejo 1, desde la que se realizó el monitoreo y control para la recuperación del servicio.

EDICIÓN

N°88 3. ¿Desde una perspectiva personal y profesional, ¿qué fue lo primero que vino a su mente en el momento del terremoto y después de éste? En primer lugar mi preocupación fue pensar en la seguridad de mi familia y ponerlos a buen recaudo, así también la situación del impacto que sufrieron las familias que habitan cerca del epicentro; posteriormente, fue conocer el estado del sistema eléctrico en el país y especialmente saber la magnitud y el lugar en donde se produjo el epicentro, para tomar las acciones correspondientes. 4. ¿Cuáles fueron las acciones técnicas, operativas y de logística, para enfrentar la emergencia? El Ministerio de Electricidad liderado por su máxima autoridad, una vez conocida la magnitud y sitio del epicentro, dispuso a nivel nacional la movilización de todo el sector eléctrico para apoyar a las zonas afectadas en los trabajos de restablecimiento del servicio eléctrico. Para cumplir esta misión llegaron a las provincias de Manabí y Esmeraldas, grupos de trabajo de las diferentes empresas eléctricas, a los que se les asignaron zonas en las cuales debían recorrer, evaluar, reparar y restaurar el servicio en coordinación con el Centro de Control de CNEL en Manabí y Esmeraldas. Las Empresas del Sector Eléctrico acudieron con todo su contingente operativo y logístico, tales como carros canastas, grúas, vehículos, generadores móviles, subestaciones móviles, torres de iluminación, materiales, herramientas y el equipamiento necesario para afrontar esta emergencia. 5. ¿Qué tipo de evaluaciones se hicieron a los sistemas eléctricos, se cuenta con un informe que cuantifique los daños y pérdidas? Efectivamente, se realizó la evaluación en sitio del sistema eléctrico en forma integral, en todas sus etapas funcionales: Generación, Transmisión, Subtransmisión y Distribución. De dicha evaluación, la Generación no sufrió afectación alguna, la Transmisión sufrió daños menores, mismos que fueron superados al siguiente día del terremoto. El sistema de Subtransmisión y Distribución fue el más afectado, en la actualidad se cuentan con informes preliminares que permiten determinar la magnitud de la afectación y los daños.

Fuente: Fotos Cortesía Técnicos del Sector Eléctrico Plan de Contigencia Reconstrucción Redes Eléctricas Manabí

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6. ¿Las instalaciones administrativas y operativas de las respectivas Unidades de Negocio de la CNEL EP, ¿En qué porcentaje han sido afectadas? El edificio en donde opera la Unidad de Negocios Esmeraldas, no sufrió afectación alguna; mientras que en el caso de la Unidad de Negocios Manabí, fueron afectadas las principales oficinas localizadas en Manta y Portoviejo, las cuales están siendo evaluadas por expertos. Luego de las inspecciones realizadas por personal autorizado, se confirmó que de las 14 agencias afectadas, 5 están en condiciones de atender de manera segura y 9 tienen problemas estructurales. 7. ¿Cuál es su apreciación, respecto al accionar de los organismos y empresas del sector eléctrico y de qué forman están contribuyendo a superar esta emergencia? Esta emergencia sirvió para demostrar que el sector eléctrico estuvo preparado para afrontar adversidades de la naturaleza de este tipo, además demostró encontrarse muy unido, solidario y comprometido con la ciudadanía en la presentación del servicio. La fortaleza del sector es el reflejo de las inversiones realizadas en los últimos años, en cuanto a infraestructura, logística, equipamiento y capacitación permanente de los grupos y personal técnico.

Fuente: Fotos Cortesía Técnicos del Sector Eléctrico Plan de Contigencia Reconstrucción Redes Eléctricas Manabí

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8. ¿Cómo avizora el futuro a mediano plazo para el sector eléctrico, después de este desastre? Este desastre ha sido sin duda una de las más grandes tragedias que ha tenido que afrontar el país, sin embargo el sector eléctrico asumirá como una oportunidad para que el sistema que abastece a las Provincias de Manabí y Esmeraldas sea recuperado, restablecido y repotenciado, asegurando la satisfacción de la demanda eléctrica para las condiciones actuales y futuras con calidad, continuidad y confiabilidad en el servicio de energía eléctrica.

“En un ambiente de trabajo, en donde predomina la presencia masculina, más que un reto, es un orgullo pertenecer al sector eléctrico ecuatoriano, ningún trabajo ni aspiración es imposible para la mujer; ahora que vivimos en un Ecuador que brinda oportunidades para todos… Mi mayor aspiración y compromiso es que el Ecuador se levante, que esta tragedia sirva para unirnos y superarnos todos los días”.

CAPACITACIÓN INTERNACIONAL

Fuente Foto Internet https://pixabay.com/es/mano-mantener-bola-banderas-1030552/ 30 de junio 2016

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Los desafíos laborales a nivel mundial tienen un cambio constante, son exigentes, y no dan tregua para estancamientos; es por eso que las entidades, organizaciones y empresas requieren de una adecuada preparación para enfrentar sus necesidades y ser eficientes en la prestación de servicios.

En este marco ECUACIER, ha coordinado eventos nacionales e internacionales en conjunto con la CIER; procurando siempre la búsqueda de los mejores procedimientos y prácticas eficientes de otros países modelo, que sirvan como ejemplo y base de aplicación en el Ecuador, logrando así en las empresas un desempeño exitoso.

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Fuente: Foto archivo ECUACIER Jóvenes de la Generación del conocimiento de CNEL EP

En el primer trimestre del año 2016, del 22 de febrero al 19 de marzo, ECUACIER gestionó, coordinó y desarrolló el PROGRAMA DE CAPACITACIÓN DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA – PROCADE (Siglas en Portugués), con los jóvenes que forman parte de la iniciativa “Generación del Conocimiento” de la Coorporación Nacional de Electricidad, CNEL EP, este conjunto de ponencias, talleres, visitas técnicas e instrucciones profesionales se desarrollaron en Belo Horizonte - Brasil, participaron 33 funcionarios, y tuvo una duración de 192 horas (cuatro semanas). El objetivo del CURSO PROCADE, fue la implementación de un programa de estímulo al desarrollo de las habilidades que contribuyan a la mejora de los resultados de la organización en sinergia con el cumplimiento de la misión y el logro de la visión de CNEL.

Fuente: Foto archivo ECUACIER Charla Magistral Director Ejecutivo CIER, Ing. Juan José Carrasco

Los participantes tuvieron la oportunidad de conocer varios proyectos que junto a las charlas recibidas, permitieron transmitir experiencias e intercambio de información, que les servirá de herramientas para tener mayor facilidad en el desarrollo de las responsabilidades, y así enfrentar los desafíos del futuro. Fuente: Foto archivo ECUACIER Evaluación final del curso PROCADE

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CONTENIDO PROGRAMA DE CAPACITACIÓN DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA Nociones de EFQM. Galo López Noriega / IBMEC. Negociación y Gestión de Conflictos. Adão Ladeira / IBMEC. Gestión de Proyectos. Leandro Alves de Siqueira / IBMEC. Estrategia Internacional. Adriana Sóle / IBMEC. Nociones de SAPE1. Galo López Noriega / IBMEC. Sistemas y Redes en la Contemporaneidad y sus Aplicaciones. Relaciones de la Red de Distribución con el Mercado y con la Sociedad. Evolución de las Empresas y Tecnología. Eduardo Nery. Planificación. Elaine F. Fonseca. Plataforma GIS – E2. Paulo Borges. Redes y Ciudades Inteligentes, Internet de las Cosas – Generación. Desempeño de Distribución / Distribución y Responsabilidad Social Desempeño de Distribución / Introducción a los Sistemas Técnicos de Distribución / Visión de Futuro para los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica. Sistema GDIS 2.0 – OMS/WMF / Sistema Atlantis GIS Sistema SCADA-EMS/OT Sistema de Gestión SAP: Proyecto Único. Sistemas Suporte Utilities SISJUR/ SIGER/Safework / Proyectos I&D AXXIOM / Programa de Innovación AXXIOM / Gestión de Activos para Empresas de EE. Medición / Pérdidas / Eficiencia. Medición / Pérdidas / Eficiencia. Gestión Estratégica de Distribuidora Estrategia, Operación, Innovación Mercado, Facturación y Tarifas. Central de Medición y Pérdidas COD y Comunicación. Operación y Gestión de Activos / Gestión Ambiental / Gestión de Mantenimiento / Gestión de la Operación Automación como herramienta de Apoyo y Soporte de la Operación. Resiliencia en Redes de Distribución Caso Aplicación: Implantación Red Distribución Inteligente - E4. Regulación Demonstración contra Pérdidas. Telemetría Ponencia Magna Certificación.

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OFERTA DE CAPACITACIÓN INTERNACIONAL CIER

Para mayor información visita:

http://www.cier.org.uy/d01-congresos/index.htm

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ANÁLISIS DE CARGAS FANTASMAS Autor: Ing. Carlos Daniel Guzmán Villamar

EMPRESA ELÉCTRICA PROVINCIAL COTOPAXI S.A.

INTRODUCCIÓN La energía consumida invisible o que no se aprovecha se denomina Carga Fantasma. Para entender mejor este concepto se debe empezar por interpretar la definición sobre el uso eficiente de la energía, cuya labor es cubrir distintas necesidades manteniendo el mismo nivel de confort y seguridad pero utilizando eficientemente el consumo energético, lo cual se traduce directamente en ahorro de recursos y dinero. Dicho de otra manera, producir más con menos energía. No se trata de ahorrar luz, sino de iluminar mejor consumiendo menos electricidad, como cuando utilizamos focos ahorradores o tipo led; tampoco dejar de disfrutar películas, sino de mirarlas solo cuando estemos frente al televisor. El consumo de la energía está directamente relacionada con la disciplina energética que se tiene en cada uno de los hogares, es decir tomar conciencia en el uso estrictamente necesario de los distintos dispositivos o artefactos eléctricos. Los aparatos electrónicos caseros utilizan un transformador interno y demás elementos para convertir la corriente alterna en continua de bajo voltaje, éstos operan con un mando a distancia, o paneles y botones de tipo digital (control remoto) para enviar señales de operación cuando se necesite, por lo tanto este transformador queda siempre conectado a la red. La mayoría de aparatos electrónicos disponibles en los hogares, actualmente, para funcionar requieren de un flujo continuo de energía eléctrica para generar iluminación, establecer comunicaciones y ofrecer seguridad y entretenimiento.

Producir más con menos energía. No se trata de ahorrar luz, sino de iluminar mejor consumiendo menos electricidad.

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CARGAS FANTASMAS Las cargas fantasmas son pequeñas cargas que consumen energía y requieren potencia continuamente. Por ejemplo: televisores (o cualquier dispositivo) que se encienda con control remoto, aparatos con relojes digitales como los hornos de microondas, consolas de video y algunas computadoras personales con sus respectivos periféricos.

Otras cargas fantasmas son aplicaciones con “cajas de pared” o transformadores externos como las contestadoras telefónicas, cargadores de batería para celulares, tablets, laptops e impresoras, y toda la electrónica que nos rodea utiliza transformadores ubicados en su interior o de conexión externa integrados en una caja en el cable de conexión.

ANÁLISIS DE CARGAS FANTASMAS Las cargas fantasmas pueden parecer despreciables a primera vista, pero la realidad es que ellas están consumiendo energía las 24 horas del día durante los 7 días de la semana, y esto llega a sumar cantidades significativas de energía de forma mensual. Si consideramos esta cantidad de energía de forma anual, nos ponemos frente a una respetable cantidad que dentro de este análisis será revelada. Como cargas fantasmas existen numerosas cargas eléctricas que consumen energía aun cuando están “apagadas”, por ejemplo: el televisor, decodificador de TV, consola de video, etc., esperan ser encendidos por medio de un receptor de rayos infrarrojos con un

mando a distancia. De igual manera existen aparatos a la espera de recibir una orden de un equipo principal como es un computador personal o laptop que envía órdenes a sus periféricos para que empiecen a trabajar luego de encontrarse en modo “stand by”, los periféricos pueden ser: monitor, impresora y escáner. Es importante tener la conciencia que las cargas fantasmas o invisibles deben añadirse a los cálculos de consumo energético para el pago de las planillas mensuales que se recibe por parte de la empresa eléctrica.

Para realizar el análisis respectivo del consumo de cargas fantasmas en un hogar medio, se deben considerar los siguientes puntos importantes: Se estima que el consumo medio de un aparato en “stand-by” es de unos 5 W, aunque la realidad es que hay mucha disparidad entre los diferentes aparatos e incluso entre diferentes marcas y modelos; Estas cargas fantasmas se generan durante el tiempo en horas que no se están utilizando los artefactos o se encuentran conectados para su activación posterior cuando se requiera. Para este parámetro de tiempo se generaliza en días de 24 horas para el hemisferio ecuatorial; Se establece un valor de 30 días para todos los meses del año para efectos de cálculo. Los días que prevalecen son los laborables que tienen la misma rutina de consumo en cuanto a las cargas que no están en uso o “stand-by”;

Se establece un hogar que habitan 4 personas en una casa de dos plantas con los artefactos más comunes encontrados de uso habitual. Existen hogares de mayor tamaño en cuanto a artefactos eléctricos que se pueden incrementar al análisis, dando valores superiores a los obtenidos en el presente artículo; y, Los datos obtenidos son considerados de mediciones efectuadas con un dispositivo llamado medidor de consumo eléctrico, el cual se conecta entre el tomacorriente de la pared y el artefacto eléctrico que se requiere medir.

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POTENCIA EN WATTS CONSUMIDA POR CARGAS FANTASMAS COMUNES VIDEO JUEGO RADIO RELOJ TELÉFONO FIJO INALÁMBRICO CONTESTADORA RELOJ HORNO MICROONDAS TV PANTALLA PLANA VIDEO DVD / BLUE RAY COMPUTADOR PERSONAL DECODIFICADOR TV SISTEMA DE SEGURIDAD

Fuente: Figura 1 Se muestra algunas cargas fantasmas comunes en las casas, con su respectiva potencia de consumo en vatios.

En la siguiente tabla se puede apreciar los cálculos de energía mensual consumida de cada una de las cargas fantasmas que son generadas en los mismos aparatos eléctricos considerados en la figura 1, ordenados de menor a mayor en relación a energía consumida en watts/hora (Wh).

CÁLCULO PARA ESTIMACIÓN DE CONSUMO DE CARGAS FANTASMAS ARTEFACTO

CONSUMO EN W

APAGADO HORAS / DÍAS

APAGADO DÍAS / MES

ENERGÍA MENSUAL EN Wh

ENERGÍA EN %

VIDEO JUEGO

1.1

726

RADIO RELOJ

1.7

1224

TELÉFONO FIJO INALÁMBRICO

2.0

1380

CONTESTADORA

2.7

1863

RELOJ HORNO MICROONDAS

3.2

2112

TV PANTALLA PLANA

4.3

2580

VIDEO DVD BLUE RAY

5.6

3696

10%

COMPUTADOR PERSONAL

6.4

4224

11%

DECODIFICADOR TV

11.6

6960

18%

SISTEMA DE SEGURIDAD

18.3

13176

35%

Tabla 1

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CONCLUSIONES Se observa que la cantidad de energía consumida durante un mes cualquiera es de 37 941 kWH en artefactos que no han sido utilizados o que se encuentran en modo “stand by”. Si se considera una casa promedio de 4 habitantes, se puede establecer para efectos de cálculo el consumo de energía mensual es de 130 kWH (Según estadística de la Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi S.A., para el año 2015), entonces se determina que las cargas fantasmas representan el 29,18% del consumo total mensual de energía en una casa promedio; Es conocido que en el mercado eléctrico ecuatoriano el costo medio de servicio público de energía eléctrica nacional alcanza el valor de 0,09249 USD/kWH (según Resolución No. ARCONEL-022/15) por consecuencia; en base a este dato se puede determinar un monto en dólares para un consumo mensual de cargas fantasmas de la siguiente forma: 0,09249 USD x 37 941 kWH = 3,51 USD, de una planilla total de 12,02 USD (0.09249 USD x 130 kWH) por concepto de consumo exclusivo de energía. A este monto en dólares mensuales de cargas fan-

tasmas nos extendemos al año y obtenemos un valor de 42,12 USD/año. valor considerable si se trata de energía “no utilizada”. Estos cálculos son netamente valores sin impuestos de ley, ni tasas adicionales establecidas en planillas de consumo de parte de la empresa eléctrica; y, Artefactos como sistemas de seguridad (alarmas caseras) y el decodificador de TV ( para operadores de TV por cable) son visiblemente los consumos más altos para el presente análisis, dicho de otra forma; si se suman las dos energías obtenemos 20 136 kWH, siendo este valor un 53% en relación al consumo total de las cargas fantasmas. Gracias a esta información se puede tomar correctivos y concientizar en el uso de los mismos, aplicando disciplina energética. Un dato importante es que el sistema de seguridad se considera de última tecnología, que contiene sensores de movimientos y procesador interno con comunicación de telefonía celular mediante un chip, en caso de activación. Es por esta razón que resulta de alto consumo para el análisis.

RECOMENDACIONES

Bibliografía

1SOLAR ENERGY INTERNATIONAL SEI, Manual Diseño e Instalación Fotovoltaica, Edición 2015, Paonia, CO. USA Resolución No. ARCONEL-022/15

Páginas Web:

http://www.ecologicbarna.com/consumo_fantasma.html http://www.xataka.com/energia/consumo-fantasma-mitos-verdades-y-soluciones

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EDICIÓN

N°88

TRANSPORTE SOBRE MPLS PARA DATOS DE REDES ELÉCTRICAS Y DE COMUNICACIONES APLICADO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN (SNT) Autores: Carolina Elizabeth Almeida García Diego Xavier Alvarado Toral CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC

Los servicios que se pueden transportar sobre una red Multiprotocolo de Conmutación de Etiquetas - MPLS (siglas en inglés: Multiprotocol Label Switching) deben estar basados en protocolos de comunicación Ethernet y/o IP. En base a esto se han clasificado los distintos servicios que se manejan en las Subestaciones de la Corporación Eléctrica del Ecuador - CELEC EP, Unidad de Negocio TRANSELECTRIC de la siguiente manera:

Cada servicio posee sus propias características y requerimientos de conexión, así como de tipo de prioridades para el tráfico de paquetes, reserva de ancho de banda y tiempos mínimos de respuesta. Actualmente se dispone de una red MPLS conformada por una capa de núcleo de 6 equipos conectados en topología estrella con enlaces redundantes, y una capa de accesi formada por varios equipos conectados en topología de anillo o radial unidos a la capa de núcleo. (Figura 1)

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Figura 1: Topología de er MPLS de CELEC EP - TRANSELECTRIC

La red MPLS cuenta con camino más corto primero - OSPF (siglas en inglés Open Short Path First) como protocolo principal interno, con parámetros de métricas fijas según el tipo y ancho de banda de cada enlace, cuenta también con la facilidad de reconvergencia rápida. Para la capa de núcleo, se han creado túneles lógicos que transportan los múltiples servicios empleando Protocolo de Reserva de Recursos - RSVP (Siglas en inglés Resource Reservetion Protocol), para la aplicación de ingeniería de tráfico y control de recursos; para la capa de acceso se cuenta con Protocolo de Distribución de Etiquetas - LDP (siglas en inglés Label Distribution Protocol). En ambos casos se establecen caminos principales y secundarios. Adicionalmente dispone de una configuración de “Route-Reflector” principal y de respaldo para la comunicación del Protocolo de Puerta de Enlace de Borde - BGP (siglas en inglés Borde Gateway Protocol) de los servicios que lo requieran. Toda la topología y configuraciones mencionadas sobre la red MPLS permiten que la misma disponga de alta disponibilidad física y lógica, reconvergencia de alrededor de 50 ms, priorización de tráfico, limitación y reserva de ancho de banda mediante políticas de ingeniería de tráfico y calidad de servicio (QoS); lo que permite un con-

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trol y sistematización de los recursos en base a las características y requerimientos de cada servicio que se transporta sobre esta red. Básicamente MPLS puede manejar tres tipos de servicios, mismos que se resumen a continuación: L2VPN Enlace Punto – Punto (l2circuit/pseudowire).Canal Transparente que simula la conexión de 2 puntos a través de un cable físico. L2VPN Enlace Punto – Multipunto (VPLS) Una conexión multipunto de capa 2 que simula un switch virtual. L3VPN (VRF/VPRN).- Una conexión multipunto de capa 3 que simula la conexión a través de un enrutador virtual.

“ La red MPLS cuenta con OSPF como protocolo principal interno ”

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N°88 Las ventajas, desventajas y usos de cada servicio se resumen en la siguiente tabla comparativa: L2VPN (I2circuit/ps eudowire)

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES

SERVICIO

L2VPN (VPLS)

L3VPN (VRF/VPRN)

Canal virtualmente transparente entre 2 puntos

Conexión multipunto de capa 2 como si fuera un solo switch

Conexión multipunto de capa 3 como si fuera un solo router virtual

Encapsulamiento Ethernet. TDM, ATM

Encapsulamiento Ethernet

Manejo de VLANs

Un solo dominio de broadcast por VLAN

Un mismo dominio de broadcast por VLAN en todos los puntos

Diferentes dominios de broadcast entre los diferentes puntos

Es necesario implementar configuraciones de protección de capa 2 como por ejemplo STP para prevención de bucles físicos

No necesita configuraciones de seguridad a nivel de capa 2. Ejemplo: Si un bucle físico se presenta únicamente afecta al punto en el dominio del broacast local.

Limitación del ancho de banda por canal/vlan

Ningún control del tráfico interno

Control de tráfico interno, se puede aplicar varias políticas Manejo de protocolos de enrutamiento interno

No hay comunicación entre distintos servicios l2circuit/pseudowire

No hay comunicación entre distintos servicios VPLS

Posibilidad de comunicación entre distintas VRF a través de políticas de importar/exportar por host o redes entre si

Necesita de un equipo externo a la red para la comunicación intervlan

Enrutamiento interno e independiente no necesita de un equipo externo para realizar la comunicación con otras VRF

QoS

Tabla 1. Tabla comparativa entre servicios MPLS

De esta forma, se pueden manejar múltiples servicios bajo una misma red de transporte sin que existan conflictos, puesto que cada servicio es independiente uno del otro; cabe recalcar que para el servicio L3VPN puede existir una comunicación granular y controlada (Figura 2).

VLAN B

VLAN A

SERVICIO MPLS L2VPN - VPLS

VLAN A RED A

VPLS 1

VPLS 2

VLAN C RED C

VLAN C

VLAN A

VLAN B

VLAN B RED B

VPLS 3

REDES INDEPENDIENTES EN DISTINTOS SEGMENTOS DE BROADCAST

SERVICIO MPLS L3VPN (VRF/VPRN) SUBRED F

SUBRED A

VRF/VPRN SUBRED E

SUBRED F

SUBRED B

SUBRED A

SUBRED E

VRF A

SUBRED B VRF B

SUBRED D

ROUTER VIRTUAL

SUBRED C

VRF C

SUBRED C

SUBRED D

IMPORTAR / EXPORTAR RUTAS

FULL MESH

Figura 2. Representación lógica de los servicios MPLS

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Los servicios antes mencionados, se transportan bajo un esquema de red predecesor a la red MPLS, a través de enlaces Red de área amplia - WAN (siglas en inglés: wide Area Network) de capa 3, donde dentro de cada Red de área local - LAN (siglas en inglés: Local Area Network) se comparte el mismo dominio de broadcast. Esto presenta una debilidad en cuanto a seguridad y administración, puesto que un fallo en el sistema puede afectar a múltiples servicios. Adicionalmente esta configuración dificulta la aplicación de calidad de servicio. Para el caso de los servicios tales como teleprotección y datos en tiempo real, se

emplean enlaces directos punto-punto a través de equipos multiplexores Jerarquía Digital Sincrónica - SDH (siglas en inglés: Synchronouns Digital Hierarchy) / Jerarquía Digital Plesiócrona - PDH (siglas en inglés: Plesiochronous Digital Hierarchy), desaprovechando las ventajas que brinda la red MPLS. Se propone la conformación de una nueva estructura de red para las subestaciones, basado en una segmentación por Red de Área Local Virtual - VLAN (siglas en inglés: Virtual Lan) para los diferentes servicios; empleando switches administrables mediante enlaces troncales hacia la red MPLS (Figura 3).

Figura 3. Ejemplo nuevo esquema de red propuesto para las subestaciones

SERVICIO

TIPO SERVICIO MPLS

PRIORIDAD QoS

RESERVAANCHO BANDA (Mbps)

Red Corporativa (IFS, Intranet, Internet, Correo, etc.)

VRF

Red Telefonía VoIP

VRF

Red Videoconferencia

VRF

Red Videovigilancia

VRF

Red Registrador Automático de Perturbaciones (RAPs)

VRF

Red Sistema Automatización Subestación (SAS)

VRF

Red Monitoreo PMU (Phaser Meter Unit)

VRF

Red Sistema de Medición Comercial

VRF

Red de Datos en tiempo real (DTR) para el sistema SCADA del COT

VPLS

Red de Datos en tiempo real (DTR) para el sistema SCADA del CENACE

VPLS

Enlaces de Teleprotección

L2 CIRCUIT

Red de Sincronización de Precisión Para el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) (Implementación futura)

VRF

Tabla 2. Clasificación de Servicios

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Se propone una clasificación de cada servicio según el tipo más adecuado de servicio MPLS (L2VPN/L3VPN) que se utilice para su transporte. También se ha fijado en esquema de QoS basado en una escala del 1 al 5 para la priorización del tráfico según la criticidad de cada servicio (5 más alta, 1 más baja); de igual manera se ha definido un ancho de banda mínimo para cada servicio que se reservaría sobre la red MPLS ante congestionamiento de tráfico, según se detalla en la Tabla 2.

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N°88 Para el servicio de teleprotección se recomienda la implementación bajo la red MPLS como respaldo de sus enlaces principales, mientras que para los servicios de datos en tiempo real se propone esta nueva implementación utilizando el protocolo 60870-5-104 para comunicación Protoco de Control de Transmisión - TCP (siglas en inglés: Transmission Control Protocol)/ Protocolo de Internet - IP (siglas en inglés Internet Protocol). El transporte de los servicios del SNT sobre la red MPLS, basado en la nueva estructura de red lógica y física propuesta para las subestaciones, y en la topología y características de la red MPLS implementada, permitirá disponer de un control, monitoreo e intercomunicación con mayor granularidad para cada servicio; así como, garantizar niveles de seguridad, alta disponibilidad y confiabilidad que garanticen el correcto desempeño de los servicios del sistema eléctrico como de las telecomunicaciones entre todas las subestaciones.

CONCLUSIONES La red MPLS permite el transporte de datos con mayor y mejor versatilidad, incluyendo la capacidad de implementación de ingeniería de tráfico, a diferencia de las tecnologías de transmisión PDH y SDH. La red MPLS en un futuro cercano transmitirá la información de todos los servicios requeridos para la operación y mantenimiento del Sistema Nacional de Transmisión, esto incluye teleprotección, datos en tiempo real, medición comercial, entre otros; con esto redes como la PDH y SDH finalizarán su funcionamiento, lo que implica una optimización de recursos y un incremento en la disponibilidad del Sistema Eléctrico ecuatoriano.

Glosario MPLS: MultiprotocolLabelSwitching, por sus siglas en inglés, Multiprotocolo de conmutación de etiquetas. IP: Internet Protocol,por sus siglas en inglés, Protocolo de Internet. CELEC EP: Corporación Eléctrica del Ecuador Empresa Pública. FTP: File Transfer Protocol, por sus siglas en inglés. Protocolo de Transferencia de Archivos. SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition, por sus siglas en inglés. Supervisión, Control y Adquisición de datos. CENACE: Operador Nacional de Electricidad. COT: Centro de Operación de Transmisión. TCP: Transmission Control Protocol, por sus siglas en inglés. Protocolo de Control de Transmisión. OSPF: Open Short Path First, porsussiglas en ingles. Camino más corto primero. RSVP: ResourceReservetionProtocol, por sus siglas en inglés. Protocolo de reserva de recursos. LDP: LabelDistributionProtocol, por sus siglas en inglés. Protocolo de distribución de etiquetas. BGP: Border Gateway Protocol, por sus siglas en inglés. Protocolo de Puerta de Enlace de Borde. WAN: Wide Area Network, por sus siglas en inglés. Red de área amplia. LAN: Local Area Network, por sus siglas en inglés. Red de área local. Broadcast: Dominio de difusión. SDH: Synchronous Digital Hierarchy, por sus siglas en inglés. Jerarquía Digital Sincrónica. PDH: Plesiochronous Digital Hierarchy, por sus siglas en inglés. Jerarquía Digital Plesiócrona. VLAN: Virtual LAN, por sus siglas en inglés. Red de Area Local Virtual.

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N°88

EVOLUCIÓN DE LAS TELECOMUNICACIONES EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO Autores: Ibeth Alejandra DávilaVillavicencio

CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC

En el Ecuador se han llevado a cabo una serie de cambios en el sector energético. La electrificación para el servicio público inicia en el país en 1897, en la ciudad de Loja, con la instalación de dos turbinas hidroeléctricas, posteriormente se firman contratos con empresas extranjeras, para dotar de energía eléctrica a las ciudades de Quito, Riobamba y Guayaquil. A partir de 1940 cada municipio tenía a su cargo la responsabilidad de dotar de energía eléctrica a las zonas dentro de su ámbito geográfico y operaban de forma aislada, provocando un déficit de recursos energéticos. Esto promovió la promulgación de la Primera Ley Básica de Electrificación y la creación del Instituto Nacional de Electrificación (INECEL), en el año de 1961, con la finalidad de tener un desarrollo planificado, coordinado y supervisado.

“ En 1961 se crea el Insituto Nacional de Electrificación (INECEL) ”

En 1966 se elabora el primer Plan de Electrificación que contempla la construcción de un Sistema Nacional Interconectado y es aquí donde nace la necesidad de las telecomunicaciones, implementándose los servicios de voz y teleprotección que usaron, como medio de transmisión las líneas de alta tensión energizadas.

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PRIMERA RED DE TELECOMUNICACIONES La primera red de voz se implementó utilizando la tecnología denominada Power Line Carrier (PLC), en español Onda Portadora por la línea de alta tensión, cuya banda de transmisión está entre los 40 y 400 kHz. Este servicio fue brindado a través de equipos de banda lateral única (Fig. 2), que tenían una capacidad de cuatro canales con un ancho de banda de 4 kHz cada uno, estos canales eran multiplexados para formar un grupo de canales denominado banda base ubicados en el rango de 16 a 32 kHz, señal que era modulada en amplitud suprimiendo una banda lateral y la portadora. Con esto se puede optimizar el uso del espectro de frecuencia, mejorando la relación señala ruido considerablemente.

DICHOS ENLACES CONSTAN DE: 1 Trampas de Onda 2 Condensadores de Acople 3 Unidad de Sintonía 4 Terminal PLC

Figura 1. Diagrama de bloques del sistema de onda portadora

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N°88 Años más tarde, se dio inicio a envío de información en tiempo real a través de las Unidades Terminales Remo-

tas (UTRs) que en conjunto con el centro de control, conformaron el primer sistema SCADA del país.

Figura 2. Conexión de Equipos Terminales PLC

Para la implementación de esta nueva tecnología fue necesaria la adecuación de los equipos PLC existentes, para la provisión de un nuevo servicio, que utilizaba protocolos seriales. Las UTRs se conectaron directamente a los canales disponibles en los terminales PLC, al igual que la telefonía. Se formaron cuatro anillos a nivel nacional.

La última mejora tecnológica a la redes PLC fue la migración de equipos terminales analógicos por terminales digitales, logrando optimizar el ancho de banda y obteniendo mayores velocidades de transmisión, para posteriormente dar inicio a las redes de transporte mediante fibra óptica.

RED DE TRANSPORTE CON FIBRA ÓPTICA La red con fibra óptica inició su operación en el año 2003, con la interconexión eléctrica con Colombia a través de la línea de transmisión Pomasqui – Jamondino, cuyo cable de guarda alberga en el núcleo 48 hilos de fibra óptica mono modo, denominado OPGW (siglas en inglés: Optical Ground Wire), este cable tiene doble propósito: transmisión de datos y conexión a tierra. La instalación de OPGW en lugar del cable de guarda se implementó posteriormente a nivel nacional. Con la fibra óptica, como medio de transporte se instalaron equipos multiplexores con tecnología de Jerarquía Digital Presiócrana - PDH (siglas en inglés Plesiochronous Digital Hierarchy) y Jerarquía Digital Sincrónica SDH (siglas en inglés: Syncronous Digital Hierachy) capaces de transportar grandes cantidades de información usando multiplexación por división de tiempo.

Con la implementación de esta nueva tecnología de transporte se reemplazó el sistema de telefonía con centrales telefónicas que manejan enlaces analógicos, digitales y protocolos IP. Se cuenta con troncales entre centrales telefónicas de 2 Mbps, a través de conexiones E1 que ingresan en forma directa a la red SDH, además de las comunicaciones IP que han permitido unificar los sistemas de telefonía de las diferentes empresas generadoras, que de acuerdo a las últimas regulaciones ahora forman una sola corporación. Se logra brindar el servicio de teleprotección a través de hilos de fibra óptica de uso exclusivo y además se tiene la capacidad de implementar protección diferencial. Los sistemas SAS (Sistemas de Automatización de Subestaciones), que pueden responder a más de un centro de control, pueden ahora implementarse con protocolos IP como IEC 104.

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Mediante la red de fibra óptica instalada se implementaron redes de alta velocidad en todo el país, potenciando así la capacidad de transporte. Desde el año 2009 se incluyeron las tecnologías de transporte DWDM (Multiplexación por división de longitudes de onda) y OTN (Optical Transport Network) las cuales permiten contar con capacidades de 80 canales de 10, 40 o 100 Gbps sobre un par de hilos de fibra óptica. Durante el año 2014 sobre las redes de transporte SDH, DWDM y OTN se implementó equipamiento con tecnología MPLS (Multiprotocol Label Switching), que es una red de transporte donde ya no solo manejan altas capacidades sino que permite un uso inteligente de recursos y proporciona calidad de servicio. A futuro todos los servicios del Sistema Nacional Interconectado utilizarán la red MPLS.

EL FUTURO EN LAS COMUNICACIONES En la actualidad la capacidad de la red de telecomunicaciones de CELEC EP-TRANSELECTRIC, ya no se limita a servicios convencionales, sino que es posible proveer servicios con amplios contenidos como son: video vigilancia, monitoreo de equipos, video conferencia, voz sobre IP, redes inalámbricas entre otros. El reto para el futuro es dejar de lado las comunicaciones seriales y analógicas y brindar servicios de calidad sobre las redes de última tecnología (Fig.3).

Figura 3. Línea de tiempo de la evolución de la tecnología.

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N°88

CONCLUSIONES Las redes de telecomunicaciones han evolucionado con el paso de los años, y se han convertido en la actualidad en un recurso indispensable para la operación del Sistema Nacional Interconectado. El cambio de medio de transmisión, de líneas de alta tensión a fibra óptica, revolucionó la red de telecomunicaciones del Sistema Nacional Interconectado, incrementando exponencialmente la capacidad de transporte de información, en el año 1960 se contaba con enlaces de apenas 1.2 kbps y en la actualidad se dispone de enlaces cuya capacidad puede alcanzar hasta los 800 Gbps. El uso de las últimas tecnologías de telecomunicaciones permite incrementar los servicios con los cuales se opera y mantiene en el Sistema Nacional Interconectado, y a través de esto una disminución en el tiempo de solución de fallas, lo que conlleva a una mejora en la prestación del servicio eléctrico a nivel nacional.

Bibliografía El sector eléctrico ecuatoriano” http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/4687/1/articulo9.pdf “Sistema de transmisión PLC” http://www.angelfire.com/nc2/misdocumentos/trampas/TrampasdeOnda.html “Análisis de protocolos de comunicación para la Automatización de Subestaciones de Transmisión Eléctrica” http://repositorio.espe.edu.ec/bitstream/21000/552/1/T-ESPE-027555.pdf

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IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE SOLDADURA PARA LA RECUPERACIÓN DE RODETES HIDRÁULICOS EN EL CENTRO DE INVESTIGACIÓN Y RECUPERACIÓN DE TURBINAS HIDRÁULICAS Y PARTES INDUSTRIALES Autor: Ing. Julio Cesar Chonata Lescano.

CELEC - EP UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN

INTRODUCCIÓN El objetivo primario del Centro de Investigación y Recuperación de Turbinas Hidráulicas y Partes Industriales - CIRT, de la Corporación Eléctrica del Ecuador, Unidad de Negocio Hidroagoyán es recuperar los rodetes de las turbinas hidráulicas, así como también los diferentes componentes metálicos de las mismas, los cuales han quedado fuera de operación por el grado de desgaste acumulado. En nuestro caso particular, es en los rodetes tipo francis donde tenemos mayor desgaste debido a los fenómenos de abrasión y cavitación, con un incremento exponencial una vez que la pérdida de material superficial se ha iniciado.

CASO DE ESTUDIO Recuperar las superficies desgastadas de los rodetes hidráulicos mediante la aplicación de procesos de soldadura de arco eléctrico, bajo condiciones adecuadas para la seguridad y salud del personal involucrado en su ejecución, supervisión y control, así como también para preservar la integridad de la pieza de trabajo, equipos, instalaciones y medio ambiente. Por lo tanto, para lograr condiciones seguras, debemos regular y controlar los parámetros que influyen directa e indirectamente en el sistema de soldadura y por ende en la calidad de la misma.

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SOLUCIÓN Luego de analizar cada uno de los parámetros que deben ser controlados antes, durante y después de la ejecución de un proceso de soldadura, se identifica claramente que la opción es elevar el proceso de soldadura al siguiente nivel y, considerarlo como un sistema de soldadura, con regulación y control de las 5M que intervienen en el mismo y que se listan a continuación:

M1.- Mano de obra M2.- Materiales M3.- Máquinas M4.- Medio ambiente M5.- Medios escritos

PROPUESTA TÉCNICA En base a lo detallado anteriormente, la opción es diseñar e implementar CABINAS MODULARES COMPLETAMENTE EQUPADAS PARA SOLDADURA, con las facilidades necesarias para ejecutar los procesos SMAW, GMAW y GTAW, en sus versiones manuales, semiautomáticas y automáticas (celda robotizada de soldadura GMAW).

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N°88

CABINA MODULAR PARA SOLDADURA MANUAL Y SEMIAUTOMÁTICA Estructura modular (Fig. 1) diseñada para la manipulación, regulación y control de las variables influyentes en nuestro sistema de soldadura para la recuperación de los rodetes hidráulicos, con una capacidad de recibir rodetes de un diámetro máximo de 5 000 mm y 30 000 Kg de peso, en posición horizontal y vertical, cuyas facilidades y equipamiento nos permite el control en las 5M según lo descrito a continuación:

M1.- Mano de Obra Al ser este el recurso más importante de toda empresa alineada con las nuevas políticas del buen vivir, es necesario contar con el ambiente de trabajo adecuado y delimitado que permita el desarrollo y potenciamiento del personal técnico involucrado, asegurando su bienestar, seguridad y salud; para lo cual las cabinas serian armadas con paredes aisladas térmica y acústicamente, con ingresos flexibles, salidas de emergencia, techo corredizo, sistemas de extracción de humos y gases provenientes de la soldadura (Fig. 2), sistemas de alto vacío para la manipulación de polvos metálicos provenientes del desbaste y pulido de las superficies, con filtros para disminuir el contenido de cromo hexavalente en el aire del ambiente a niveles inferiores a 5 µg/m3. [1] y, como medida de control intermedio, máscaras con líneas de aire asistido para los técnicos soldadores y pulidores.

(Figura 1). 1. Sistema de extracción de humos y gases. 2. Mascara automática con línea de aire asistido. [4]

M2.- Materiales Lo que implica tener el conocimiento necesario tanto del material base a ser soldado como del material de soldadura a ser depositado, de manera que estos puedan emparejarse tan exactamente como sea posible, así como también para tener presente los humos, gases y polvos que se generaran por la ejecución de los distintos tipos de soldadura y, del desbaste y pulido.

M3.- Máquinas Se incluyen los equipos, máquinas y herramientas que permitan ejecutar los trabajos de recuperación mediante soldadura; de forma segura, precisa y eficiente, por lo tanto las cabinas deben proveer el espacio adecuado, acceso a las acometidas eléctricas, neumáticas, fuentes de iluminación y demás equipos empleados en esta etapa de la recuperación.

(Figura 2) 1. Cabina modular desmontable. 2. Equipo fotocromático para soldadura, con línea de aire asistido. 3. Equipo de extracción de humos y gases con brazos auto-portantes. 4. Equipo programable multiprocesos para soldadura. 5. Equipo de alto vacío para extracción y manipulación de polvos y virutas metálicas. (Fuente CIRT)

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M4.- Medio Ambiente Tenemos tres niveles establecidos de la siguiente manera: Medioambiente nivel 1, corresponde al espacio de trabajo en donde se ejecuta el proceso de soldadura, es decir el área interna de las cabinas modulares, delimitado por las paredes y techo. Medioambiente nivel 2, corresponde al medioambiente que rodea a las cabinas modulares, en el cual en nuestro caso están instalados equipos CNC de alta precisión, máquinas herramientas con personal operándolas, así como también oficinas y demás ambientes complementarios. Medioambiente nivel 3, constituido por el medioambiente externo a las instalaciones del CIRT, al cual liberamos el aire extraído de las cabinas con niveles de concentración de humos, gases y polvos dentro de los límites permisibles, lo cual se logra mediante la utilización de los filtros de los equipos del sistema de extracción y alto vacío.

(Figura 3) 1. Cabina modular para celda robotizada. 2. Sistema robótico para proceso GMAW. 3. Sistemas de extracción de humos y gases, con brazos auto-portantes. 4. Techo completamente retráctil. . 5. Sistema de cortinas tipo persianas, con filtro UV para soldadura. (Fuente CIRT)

M5.- Medios Escritos Lo constituyen las especificaciones técnicas detalladas en los procedimientos de trabajo, y puntualmente los WPS (Welding Procedure Specifications) bajo los cuales se ejecuta cada procedimiento de soldadura, e incluye todas las variables tanto esenciales, no esenciales y suplementarias que deben ser controladas para obtener soldaduras que cumplan con los requerimientos de los códigos y normas aplicables.

CABINA MODULAR PARA CELDA DE SOLDADURA ROBOTIZADA Sus parámetros de diseño similares a la cabina para procesos manuales y semiautomáticos, proyectada para crear el espacio de trabajo necesario para el funcionamiento correcto y seguro de la celda robotizada [2], con dos estaciones de trabajo, una para rodetes de las mismas dimensiones máximas que el caso anterior y, la segunda a 180° de la primera, para un arreglo de 6 a 8 alabes móviles. (Fig. 3).

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Igualmente equipada con sistemas de extracción, una pared con persianas compuesta por cortinas con una opacidad de grado S9 [2] para permitir cierta visibilidad hacia el interior de la cabina sin sufrir daño a los ojos debido a los rayos UV generados durante la soldadura y, las facilidades para la instalación de todos los periféricos de seguridad requeridos. [3]

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CONCLUSIONES Los efectos del humo de soldadura sobre el personal involucrado dependen de los componentes en forma de partículas en el humo y, cuánto de ese humo respira el personal. Algunos efectos pueden ocurrir a corto plazo después de la exposición, estos son los efectos agudos. Los efectos a largo plazo o crónicos pueden no manifestarse sino después de años de exposición dependiendo de la constitución de cada persona. En nuestro caso, la soldadura de aceros inoxidables al cromo níquel generará humos con contenidos de cromo y/o níquel, los cuales están clasificados como dañinos en los seres humanos [4]. Por lo tanto, el sistema combinado de soldadura propuesto y, la implementación de las cabinas de soldadura con todo su equipamiento permitirán principalmente, disminuir los riesgos y peligros para la seguridad y salud del personal, instalaciones y medio ambiente en general.

Fuente: Foto Internet http://medicenter.com.pe/wp-content/uploads/2015/07/SOLDADURA.jpg, Fecha: 9 de Junio del 2016. Fotografia: Subestación El Inga Archivo MEER

Bibliografía [1] U.S. Department of Labor Occupational Safety and Health Administration OSHA 3373-10 2009. [2] DIN EN 1598 Health and safety in welding and allied processes. Transparent welding curtains, strips and screens for arc welding processes. [3] AWS D16.1 Robotic arc welding safety. [4] Lincoln Electric´s Welding Safety Interactive Guide.

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ANÁLISIS DE LA MICROESTRUCTURA EN LA ZONA AFECTADA TÉRMICAMENTE POR LA SOLDADURA, EN EL ACERO INOXIDABLE ASTM A743 UTILIZADO EN LA FABRICACIÓN DE TURBINAS HIDRÁULICAS Autor: Ing. Marcelo Vicente Toapanta Defaz

CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN

RESUMEN La Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC-EP y la Unidad de Negocios Hidroagoyán, crearon el Centro de Investigación y Recuperación de Turbinas y Partes Industriales, CIRT, como una fehaciente necesidad al cambio de la matriz energética que se encuentra atravesando el Ecuador con la construcción de las nuevas centrales hidroeléctricas que a la par con las ya existentes abastecerán la demanda de energía del país. La transformación de la energía hidráulica en energía mecánica involucra la interacción de piezas que se desgastan por el rozamiento, efectos hidrodinámicos, el contacto con el agua y sus sedimentos ocasionando el desgaste, corrosión y erosión de dichas piezas. El CIRT y su área de aseguramiento y control de calidad dentro de su macroproceso de recuperación y reparación de turbinas cuentan con un laboratorio de metalografía con tecnología de última generación para el análisis de la microestructura, microscopía, espectrometría, micro y macro dureza de los aceros, en especial del acero ASTM A743 grado CA6NM, material de fabricación de las piezas de las turbinas como álabes, placas de desgaste, tapas, rodetes: Francis, Pelton, Kaplan, etc. Este documento muestra el análisis de las fases presentes en la microestructura de la zona afectada térmicamente (HAZ) debido al proceso de reparación mediante soldadura sobre una muestra de una placa de desgaste de una turbina; sin tratamiento térmico y con tratamiento térmico post-soldadura (PWHT), además de la medición de la microdureza en ambos casos y el análisis de imagen digital obtenida a través de un microscopio metalográfico invertido. Palabras clave: acero ASTM A743 CA6NM, metalografía, microdureza, microscopía, material base, soldadura, tratamiento térmico post-soldadura PWHT, microestructura, zona afectada térmicamente (HAZ).

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INTRODUCCIÓN La metalografía permite realizar un análisis y estudio sobre la formación y transformación de las fases presentes en la microestructura del acero inoxidable martensítico ASTM A743 grado CA6NM, utilizado en la construcción de los rodetes y partes de las turbinas para la generación hidroeléctrica, debido a su buena resistencia a la corrosión y alta resistencia mecánica al desgaste. Durante los procesos de recuperación y reparación de los rodetes debido al desgaste como consecuencia de sus horas de servicio, erosión, cavitación, fatiga y disminución en su eficiencia por la pérdida de su perfil hidráulico, son intervenidos mediante soldadura en las zonas dañadas, lo que genera un cambio en la morfología de la microestructura y en las propiedades del acero, en especial en la HAZ, los cuales son causados por la alta velocidad de calentamiento y enfriamiento del ciclo térmico de la soldadura. El resultado de la aplicación de la soldadura genera el agrietamiento entre el metal soldado y el material base, aparición de tensiones residuales a lo largo del cordón de soldadura debido a la contracción, y en la zona intervenida un aumento de la dureza y fragilidad. Para reducir los efectos de estos problemas se emplean tratamientos térmicos como el precalentamiento de 100 a 176°C para reducir al mínimo el agrietamiento inducido por el atrapamiento del hidrógeno en el pozo de soldadura y evitar la creación de esfuerzos de contracción al reducir la velocidad de enfriamiento, y el PWHT de revenido en un rango de 593 a 621°C con la finalidad de obtener martensita en la microestructura del acero con propiedades similares al material base, además de homogenizar la dureza del material y eliminar las tensiones residuales, dentro de este rango de temperatura se logra obtener austenita estable de alta resistencia al impacto y de limite elástico que mejoran las características de este acero. En relación al tiempo de sostenimiento del PWHT depende fuertemente del espesor de la pieza y debe ser el tiempo necesario para que garantice que se den todas las transformaciones esperadas en la microestructura.

CARACTERÍSTICAS GENERALES Analizar y caracterizar el cambio de la morfología, propiedades físicas y mecánicas en la microestructura del acero inoxidable martensítico ASTM A743 CA6NM en la zona afectada térmicamente por el depósito de soldadura y zona fundida, antes y después del tratamiento térmico post-soldadura de revenido, que se produce durante el proceso de reparación y recuperación de las partes y piezas de las turbinas hidráulicas.

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METODOLOGÍA Y MATERIALES Se utilizó como muestra una placa de acero ASTM A743 CA6NM con dimensiones de 150 x 50 mm y espesor de 13 mm de la placa de desgaste de la tapa inferior de un rodete Francis proveniente de la Central Hidroeléctrica Agoyán, la composición química de la muestra se detalla en la Tabla 1, dichos valores fueron contrastados por el informe de análisis químico realizado con el espectrómetro de emisión óptica por chispa Q4 MOBILE Bruker que cuenta el CIRT.

Tabla 1. Composición química, acero ASTM A743 CA6NM

Sobre la muestra se realizó un canal con profundidad de 5 mm para posteriormente depositar un solo cordón de soldadura longitudinal, el material de aporte utilizado es el electrodo E-410NiMo y el proceso de soldadura utilizado es SMAW. La preparación de la muestra metalográfica se la realizó bajo el estándar ASTM E 3-11 en el laboratorio de Metalografía del CIRT cuyo proceso abarca el corte con discos de precisión, empastillaje, desbaste grueso y fino, pulido y microataque de las probetas. La placa fue cortada en varias probetas de 25 mm de longitud desechando la parte inicial y final para eliminar imperfecciones del arranque y remate del cordón de soldadura. En la Figura 1 se muestra las probetas utilizadas a las cuales se realizaron un análisis de la microestructura en la zona afectada térmicamente en el microscopio metalográfico y la medición de dureza.

Figura 1. a. Probeta con el cordón de soldadura b. Probeta preparada sin tratamiento térmico c. Probeta con tratamiento térmico post-soldadura de revenido a 600°C.

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N°88 En la Figura 2 se puede apreciar las zonas y la morfología de los granos martensíticos de un acero inoxidable ASTM A743 CA6NM, cada zona tiene características y propiedades diferentes dependiendo de la temperatura con la que fue afectada durante el proceso de sol

dadura. También se muestra el diagrama de equilibriopara un acero inoxidable martensítico con 13% de Cromo y 4.5% de Níquel y las estructuras (fases) presentes a las distintas temperaturas que se correlacionan con los ciclo térmicos del proceso de soldadura.

Figura 2. Distribución de la zona afectada térmicament HAZ, de una placa (vista superior) de material ASTM A743 gr. CA6NM con depósito de soldadura en función de la temperatura, y diagrama de fases Fe-Cr-Ni con bajo contenido de Carbono.

HAZ. Las áreas dentro de la HAZ son: CGHAZ área caracterizada por una estructura de grano grueso con T≥1280 °C, FGHAZ es una área caracterizada por una estructura de grano fino con 1200≤T<1280 °C, ICHAZ es una área calentada a una temperatura en el rango de 720≤T<1200°C y el área SCHAZ que comprende un rango de temperaturas entre 600≤T<720°C.

Además, en la Figura 2 se aprecia la morfología de los granos martensíticos posterior a la solidificación de la soldadura, las áreas del metal base cercanas al pozo de soldadura llegan a calentarse a altas temperaturas superando la línea de austenitización y luego se enfrían a distintas velocidades cambiando la microestructura y propiedades mecánicas y plásticas del material en la

PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL a. Se realizó el corte de las probetas con discos de cor- c. te metalográfico de alta velocidad para evitar el cam bio de su microestructura debido a la alta temperatura de corte;

b. Para obtener la probeta b. de la Figura 1, fue necesario un rectificado sobre la cara del lado del cordón de soldadura para eliminar la sobremonta y facilitar la preparación metalográfica;

En la máquina de desbaste, se colocaron papel de SiC. Para un desbaste grueso se utilizó el grit N° 220, 320, 500 y 800. Para un desbaste fino el grit N° 1200, 1500 y 2000 hasta obtener una superficie con acabado tipo espejo;

d. Para el pulido se utilizó un paño de acetato tejido en satín con suspensión de alúmina de 3 µm para eliminar aquellas pequeñas rayas que pudieran ser visibles en el microscopio;

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e. Para el ataque químico de las probetas y revelar de me- g. En jor manera la microestructura, se utilizo el reactivo Vilella sugerido para aceros inoxidables y cuya composición química es 100 ml de etanol, 5 ml HCl, 1 g de ácido pícrico, las probetas fueron precalentada a 50°C y atacadas con el reactivo por 120 segundos;

ambas probetas se analizaron su microestructura bajo el microscopio, además de medición de microdureza Vickers en diferentes zonas afectadas térmicamente por la soldadura.

La probeta c. de la Figura 1, además fue sometida a tratamiento térmico post-soldadura a una temperatura de revenido de 600 °C y tiempo de sostenimiento de 120 minutos para el espesor de 13 mm; y,

ANÁLISIS MICROESTRUCTURAL Con la ayuda de un microscopio metalográfico, se observó la morfología de los granos martensíticos y perlíticos de la microestructura sin tratamiento térmico de la probeta del acero ASTM A743 gr. CA6NM, en la HAZ como efecto de la soldadura, conforme se ilustra en la figura 3 En a) se muestra la microestructura en el límite del material base y la HAZ. En b) se observa la microes-

a).

tructura entre el metal undido y en donde inicia la HAZ identificado con la zona de grano grueso compuesto por martensita y austenita. En c) se observa la microestructura del material solidificado que es una mezcla entre el material de aporte y el material base, la morfología de estos granos son listones finos paralelos que crecen en dirección al eje cristalográfico.

b).

Figura 3. Morfología de las fases presentes en la microestructura a) material base; b) en la HAZ y material fundido; y, c) en el pozo de soldadura; sin tratamiento térmico de una probeta de acero inoxidable martensítico ASTM A743 gr. CA6NM

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c).

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N°88 En la Figura 4, se observa la morfología de la microestructura del pozo y de la HAZ luego del PWHT de revenido hasta una temperatura de 600°C, sostenimiento a dicha temperatura por 120 minutos y como medio de enfriamiento el aire. Se observa una transformación en especial en la morfología en el pozo de soldadura que se presenta como una matriz martensítica ennegrecida, acompañada por una mejora de propiedades mecánicas y de dureza. En la micrografía a) se indica la morfología de los granos en el material base que casi

a).

no presenta ninguna transformación. En la gráfica b) se observa la zona límite entre el material fundido en el pozo de soldadura y la zona de grano grueso de la HAZ, se puede apreciar la transformación de martensita sin revenir a martensita revenida y la aparición de granos gruesos pertenecientes a granos de bainita y perlita. En c) se observa la martensita revenida de color negruzco en el pozo de soldadura con menor dureza, la forma de esta martensita es de láminas o agujas que forman un ángulo de 60° aproximadamente.

c).

b).

Figura 4. Morfología de las fases presentes en la microestructura a) material base; b) en la HAZ; y, c) en el pozo de soldadura con tratamiento térmico de una probeta de acero inoxidable martensítico ASTM A743 gr. CA6NM.

En la Figura 5, se observa la medición de microdureza Vickers HV en la probeta con PWHT, la marca pertenece a un indentador prismático con carga de 100 gf. En a) se midió la dureza en el material base, en b) se midió la dureza en la zona de grano grueso de la HAZ y en

a).

b).

c) la dureza del metal fundido en el pozo de soldadura. Cabe indicar que con el PWHT se redujeron considerablemente la dureza, disminuyendo la fragilidad en la soldadura y aumentando su tenacidad.

c).

Figura 5. Medición de microdureza HV a)en el material base; b) en la HAZ; y, c) el pozo de soldadura, luego del PWHT.

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RESULTADOS El PWHT redujo la dureza de la HAZ, metal de soldadura y material base, como se indica en la Tabla 2. El resultado es una microestructura más dúctil y resistente a la

DUREZA Material VICKERS (HV) Solidificado con 100gf.

fisuración, con mayor la resistencia a la corrosión, reducción de las tensiones residuales, aumento de tenacidad del material y aumento de la resistencia a la fatiga.

Zona grano grueso HAZ

Zona grano fino HAZ

Material Base

Sin Tratamiento Térmico

381

302

380

221

Con PWHT de revenido a 600°C.

277

230

241

184

Tabla 2. Medición de dureza en probetas de acero ASTM A743 CA6NM.

Mediante modelos matemáticos se evaluó el ciclo térmico de la soldadura en un punto ubicado dentro de la HAZ permitiendo obtener parámetros importantes como temperaturas máximas, velocidades de enfriamiento y tamaño de la HAZ. De donde se obtuvo que el inicio de la HAZ se encuentra a 4,5 mm del eje de sol-

dadura y el ancho teórico de la HAZ es de 1 800 µm como se observa en la Figura 2, considerando que las transformaciones de la microestructura ocurre entre la temperatura de fusión 1 488 °C y la temperatura eutectoide 660 °C aproximadamente.

CONCLUSIONES Según la Figura 2, se observa que partir de los 620°C se inicia con la formación de austenita la cual no es estable y generará un aumento en la dureza del material, debido a esto un PWHT de revenido no debe superar a dicha temperatura; Es importante entender que dentro de la microestructura, la martensita es la fase principal presente luego de la solidificación, junto con la ferrita delta, austenita retenida, bainita, perlita y carburos de cromo (M23C6), en muy bajo porcentaje y que se consideran no deseables;

Un PWHT de revenido debe ser aplicado a las piezas reparadas con soldadura, tratando que las transformaciones de fases por la elevada temperatura de la soldadura, tenga como matriz una estructura martensítica durante el enfriamiento para disminuir tensiones residuales, disminuir dureza y fragilidad, aumentar tenacidad, y aumentar la resistencia al impacto e igualar las propiedades tanto de la zona fundida como de la HAZ a las del material base.

Bibliografía Steel Founder´s Society of America. Steel Casting Handbook, Supplement 8. High Allow Data Sheets, Corrosion Series, 2004. American Society for Testing and Material, Standard ASTM Guide for Preparation of Metallographic Specimens. Designation: E3-11. Elizabeth Hoyos Pulgarín. Efecto de la técnica de pases de revenido en las propiedades mecánicas del acero ASTM A743: Grado CAGNM. Universidad Nacional de Colombia sede Medellín. 2009. Pág. 5.

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EXPERIENCIAS DEL PROYECTO PILOTO DE GESTIÓN COMERCIAL EN SECTORES RURALES DE CNEL EP Autores: Enrique Javier Veloz Z. CNEL EP Carlos Junior Galván A. CNEL EP

RESUMEN Este proyecto busca promover el desarrollo económico de las comunidades ubicadas en el área de influencia directa de la Corporación Nacional de Electricidad, en especial en las parroquias rurales, a través de la generación de una política que apalanque la contratación local de mano de obra para la prestación de servicios como: toma de lectura de medidores instalados, entrega de facturas, notificación, limpieza de la franja de servidumbre, recaudación. Esto ayudará económicamente a los grupos vulnerables de las comunidades, a través de negocios inclusivos dentro de los planes de desarrollo territorial y los proyectos de compensación ejecutados por la Corporación.

INTRODUCCIÓN Existen sectores con porcentajes de toma de lecturas inferior al 80%, índice que se considera como eficiencia mínima para este indicador y la Corporación busca hacer presencia en todas las zonas donde presta sus servicios. Por otro lado al ser sectores rurales, lejanos de cabeceras cantonales, las planillas muchas veces no son entregadas a los usuarios, así mismo los usuarios por estar en sectores muy lejanos no tienen un lugar en donde realizar sus pagos por el consumo, siendo esto una de las causas importantes para que exista un alto número de abonados impagos en estos sectores rurales. Para enfrentar esta debilidad en los servicios que presta CNEL EP, se creó un nuevo modelo de gestión comercial en sectores rurales, que busca la participación activa de los actores sociales de sitios vulnerables del área de concesión de CNEL EP. Esta participación activa se logra involucrando a estos actores en actividades de la Corporación, buscando su compromiso con estas labores y con CNEL EP en particular y en general con el Gobierno Nacional.

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N°88

Se plantea como objetivo general, desarrollar la gestión comercial de la Corporación en conjunto con las comunidades, promoviendo el desarrollo económico de los grupos vulnerables y de las comunidades que se encuentran dentro de las áreas de operación de CNEL EP, a través de la contratación de servicios de: toma de lectura de medidores instalados, entrega de facturas y recaudación, notificaciones y limpieza de la franja de servidumbre.

Los objetivos específicos son:

MATERIALES Y MÉTODOS Lineamientos de implementación

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Definición de Actores ACTOR

ROL

ACTIVIDAD

Patrocinador

Aprobar las directrices para la ejecución del nuevo modelo comercial

Gerencia Comercial

Decisor

Generar directrices para implementación del proyecto, en el área comercial

Dirección de Responsabilidad Social Corp

Soporte

Soporte y gestión en la ejcución del proyecto, dueño del proyecto

Gerencia General

Ejecutor/Soporte Fiscalizador

Ejecutores en las actividades de capacitación a la Junta Parroquial, fiscalización del trabajo y administrador de convenios

Proveedor del servicio de la zona

Usuario

Apoyo para la enseñanza de rutas y usuarios a los involucrados en el convenio

Gerente Jurídico

Influenciador

Elaboración de convenios de acuerdo a la normativa legal

Gerente Técnico

Decisor

Generar directrices para implementación del proyecto, en el área técnica

Junta Parroquial

Usuario

Unidad de Negocio

Divulgación del modelo Establecer reuniones con Juntas Parroquiales del área de concesión de CNEL EP, con el objeto de dialogar con sus autoridades, para dar a conocer la iniciativa “Nuevo Modelo de Gestión Comercial en Sectores Rurales” y escuchar sus expectativas.

Requisitos para el convenio La Junta Parroquial debe cumplir como mínimo los siguientes requisitos jurídicos y administrativos para acceder al convenio: La entidad debe ser ejercida por el Código Orgánico de Organización Territorial, Autonomía y Descentralización (COOTAD); A su vez, la prenombrada Junta Parroquial suscribiría contratos de trabajo por obra cierta o a destajo, en virtud de lo que señala el artículo 16 del Código del Trabajo, con aquellos habitantes de la parroquia rural; y, Documentos habilitantes.

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Requisitos de infraestructura Infraestructura y equipos.- El centro autorizado de recaudación deberá contar con la señalización respectiva (letrero homologado por CNEL EP), con el objeto de que los clientes puedan informarse sobre el servicio de recaudación. Disponer como mínimo un computador, impresora, caja fuerte, modulo o mobiliario de recaudación y protección adecuada en su local un área de atención.

DESCRIPCIÓN

REQUISITO SOLICITADO

Infraestructura física

Local para funcionamiento de actividades

Disponer de una oficina

Herramientas y Equipos

Listado de herramientas y equipos que debe tener cada persona para la prestación del servicio

Equipos de comunicación (celulares o radios portátiles para todo el personal operativo, de supervisión y representante técnico)

DETALLE

Vehículos

Soporte tecnológico e informático

Número de vehículos (motocicletas en buen estado del año 2011 o superior).

Mínimo 2 motos

Número de computadores, impresoras, internet, etc., software para remisión de archivos de fotografías y novedades del servicio.

2 Computadores, 1 impresora, acceso a internet, software aplicativo para la transferencia de información con CNEL EP Unidad de Negocios Milagro.

Tabla 1. Infraestructura y equipos

PARAMETROS DE EVALUACIÓN

DESCRIPCIÓN

Personal operativo

4 personas

Representación Técnica (una persona)

Instrucción formal del representante técnico

REQUISITO SOLICITADO

Mínimo Bachiller

Representante legal del GAD o su delegado

Tabla 2. Requisitos de Personal

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Servicios a Ejecutar Acompañamiento en la implementación.- CNEL EP, realizará acompañamiento permanente a la Junta Parroquial durante el primer mes, para asegurar la adecuada implementación y ejecución del modelo, lo cual no incurrirá un costo adicional para el prestador del servicio.

Son objeto de este convenio, las siguientes actividades: Toma de lecturas; Entrega de facturas; Entrega de notificaciones; Servicio de recaudación; y, Desbroce.

Anticipo CNEL EP brindará un anticipo del 20% del valor del presupuesto, el mismo que será devengado proporcionalmente en los pagos mensuales posteriores por el servicio de las comunidades.

Discusión Con fecha 2 de abril de 2015, se firma el primer Convenio de Cooperación Interinstitucional entre la Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad CNEL EP y el Gobierno Autónomo Descentralizado de la Parroquia Jesús María - Cantón Naranjal, las acciones realizadas fueron las siguientes:

Bajo este contexto los valores referenciales que se manejaron para elaborar el presupuesto fueron los siguientes:

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Tabla 3. Presupuesto referencial.

Es importante indicar que el número real de usuarios encontrados asciende a 1.323, así mismo podemos evidenciar que en el primer mes no existió recaudación en la Junta Parroquial, esto se debe a que los usuarios estaban siendo socializados en la ejecución del proyecto en la zona; sin embargo, posterior a eso se tuvo una recaudación interesante, la misma que ha ido creciendo a razón del 46% en promedio, esto quiere decir que los usuarios están realizando los pagos por su consumo eléctrico en las oficinas de la Junta Parroquial, sin embargo tenemos que tan solo el 28% en promedio de los usuarios asignados a la Junta Parroquial Jesús María están realizando los pagos en las oficinas de Junta. La actividad de notificación a clientes no se la ha realizado debido a la espera de la implementación de la plataforma informática para la realización de esta actividad; actualmente se están finiquitando las pruebas previas a la producción CNEL EP. La Junta Parroquial en lo que va del proyecto ha generado un promedio de US$ 800,00 (ochocientos dólares 00/100 de los Estados Unidos de América) por factura, logrando así al menos cubrir los gastos de operación por la incorporación de mano de obra no calificada en el proyecto.

MES

RECAUDACIÓN

may-15

jun-15

228

jul-15

303

ago-15

390

sep-15

351

oct-15

427

nov-15

371

dic-15

394

Tabla 4. Número de clientes tomados lectura y recaudados

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Aporte a los indicadores de CNEL EP RECAUDACIÓN CLIENTES DE JESÚS MARÍA

RECAUDACIÓN EN EL PUNTO JESÚS MARÍA

Jun-15

US$ 33.646,68

US$ 4.692,73

13.95%

Jul-15

US$ 33.945,47

US$ 6.969,32

20.53%

Ago-15

US$ 40.553,67

US$ 9.097,80

22.43%

Sep-15

US$ 34.787,46

US$ 7.039,94

20.24%

Oct-15

US$ 34.787,46

US$ 9.074,57

25.95%

Nov-15

US$ 39.837,55

US$ 9.162,60

23.00%

Dic-15

US$ 36.401,18

US$ 9.713,61

26.68%

EMISIÓN

APORTE

Tabla 5. Recaudación de clientes

Al mes de diciembre 2015 se muestra un aumento en los valores recaudados por la Junta parroquial Jesús María, crecimiento del 14% al 27%.

EMISIÓN

CONSUMO kWh

% de RECUADACIÓN JESÚS MARÍA

Abr-15

169.739

83.97%

May-15

172.609

78.09%

Jun-15

163.850

145.86%

Jul-15

159.609

142.45%

Ago-15

160.527

178.79%

Sep-15

158.087

155.09%

Oct-15

158.531

161.36%

Nov-15

160.121

175.21%

Dic-15

159.375

160.56%

Tabla 6. Evolución de indicadores

Es notable que el segmento de clientes de la Junta Parroquial Jesús María ha mantenido una constante evolución en el porcentaje de recaudación y de ésta mejora se podría indicar que el 27% responde a la aportación de las actividades de recaudación de la Junta en mención.

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RESULTADOS Con el proyecto piloto tenemos los siguientes resultados:

CNEL EP ha logrado entregar el 100% de las planillas generadas en el sector de estudio;

Contribución en la contratación de mano de obra no calificada, esto quiere decir que CNEL EP, generó fuentes de empleo para los moradores del sector del proyecto piloto;

En el inicio del proyecto de demostró que la contratación del personal de mano de obra no calificada que mantiene la Junta Parroquial, debe de ser contratada bajo la modalidad de prestación de servicios y no ser contratada por la Junta Parroquial directamente; y,

Fuerte relación de apoyo como aliado estratégico en la Junta Parroquial Jesús María, en virtud que la Junta Parroquial recepta muchas veces las quejas de moradores y las transfiere directamente a la Unidad de Negocio Milagro;

Fortalecer las campañas de comunicación en el sector del proyecto para que los usuarios realicen los pagos en la Junta Parroquial.

CONCLUSIONES a. Beneficio social para los pobladores de la Junta Parro- d. Ampliación de los puntos de recaudación para los clienquial Jesús María, ya que se generó una fuente de trabajo importante para los pobladores;

b. Creación de aliados estratégicos con Juntas Parroquiales, para fomentar las políticas corporativas de CNEL EP, en cuanto al uso de energía eléctrica y pago de planillas en específico;

c. Mejoramiento en el servicio que presta CNEL EP a los

tes de los sectores rurales;

e. Bajo esta experiencia CNEL EP, plantea realizar el convenio de cooperación con cuatro Juntas Parroquiales de la Provincia del Guayas; y,

Disminución de riesgos eléctricos en los sectores rurales debido a la limpieza y desbroce permanente de la franja de servidumbre.

sectores rurales por la alianza estratégica con Juntas Parroquiales;

Bibliografía CNEL EP 2015 – Corporación Nacional de Electricidad. Modelo de Gestión Comercial en Sectores Rurales.

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ANÁLISIS DE TIEMPOS DE CONMUTACIÓN E INTEROPERABILIDAD EN LA RED DE TRANSPORTE DE JERARQUÍA DIGITAL SINCRÓNICA DE CELEC EP – TRANSELECTRIC PARA LOS CANALES DE TELECOMUNICACIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO Autores: Gabriela Alejandra Carrera Santamaría Jorge Eduardo Brito Rengifo CELEC EP - TRANSELECTRIC

RESUMEN En el presente artículo se analizan los tiempos de conmutación e interoperabilidad de servicios configurados con protección SNCP entre equipamiento de igual y de diferentes marcas con tecnología de Jerarquía Digital Sincrónica - SDH (siglas en inglés Synchronous Digital Hierarchy)en la red de transporte de CELEC EP – TRANSELECTRIC. El propósito del análisis realizado es verificar que los canales de comunicación utilizados para el sector eléctrico cumplan con la recomendación de la ITU-T que indica que el tiempo máximo de una conmutación para no afectar la operatividad de un canal es de 50 ms. Los tiempos de conmutación fueron medidos con un analizador de tramas SDH, las conmu-

taciones se realizaron mediante software sobre servicios con capacidad de un VC12 (2 Mbps), configurados en canales troncales que se encuentran en producción. Con el estudio se puede concluir que si existe afectación en una de las rutas de los servicios operados por CELEC EP - TRANSELETRIC para el sector eléctrico, no se produce indisponibilidad sobre los mismos, debido a que el tiempo de conmutación en todos los casos analizados es menor al máximo requerido.

Palabras clave: telecomunicaciones, SDH, SNCP, tiempos de conmutación, ITU-T.

INTRODUCCIÓN La Unidad de Negocio TRANSELECTRIC está encargada de la planificación, diseño, instalación, operación y mantenimiento de la red nacional de telecomunicaciones para los requerimientos propios de CELEC EP, sus unidades de negocio y clientes de los sectores eléctrico y público. Los servicios de telecomunicaciones configurados están presentes en todos los sistemas de control, protección y medición del Sistema Nacional Interconectado, y de las interconexiones internacionales, por lo que influyen directamente en el óptimo funcionamiento del

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mismo. CELEC EP – TRANSELECTRIC debe garantizar la disponibilidad de estos servicios, por lo que estos se encuentran configurados con protecciones en la red de transporte; una de estas es la protección SNCP (Subnetwork Connection Protection) objeto del presente estudio. Debido a la diversidad de marcas de equipamiento SDH con el que cuenta CELEC EP - TRANSELECTRIC, se debe verificar y asegurar que los tiempos de conmutación ante eventos presentados en la red cumplan con las normas requeridas.

CARACTERÍSTICAS GENERALES CELEC EP - TRANSELECTRIC cuenta con una red de fibra óptica a nivel nacional, utilizando la infraestructura del Sistema Nacional de Transmisión. Las tecnologías que se utilizan para el transporte de datos son: PDH (Plesiochronous Digital Hierarchy), SDH (Synchronous.

Digital Hierarchy) y OTN (Optical Transport Network). Las tecnologías SDH y OTN son las mayormente utilizadas para los canales troncales sobre los cuales se habilitan los servicios, entre los que se encuentran:

El propósito del presente estudio es medir los tiempos de conmutación de servicios sobre la infraestructura SDH de la red de CELEC EP – TRANSELECTRIC, así como confirmar la interoperabilidad de conmutaciones entre equipamiento de diferentes marcas. La medición de los

tiempos de conmutación probará el cumplimiento de la recomendación de la ITU-T que indica que el tiempo máximo de una conmutación para no afectar la operatividad del canal es de máximo 50 ms.

Para la tecnología de transporte SDH se manejan dos mecanismos de protección: MSP (Multiplex Section Protection), trabaja a nivel de enlace troncal (varios servicios cruzan por un enlace) y se configura entre dos equipos adyacentes, es decir se cuenta con uno o varios enlaces principales y un enlace de respaldo. Cuando existe alguna afectación en uno de los enlaces principales, el tráfico conmuta al enlace de respaldo. La protección puede configurarse de manera revertiva, es decir que el equipo espera un tiempo determinado (que puede ser configurable), censa el estado de la ruta afectada y si esta se encuentra sin problemas, el tráfico conmuta nuevamente al enlace principal. También se puede configurar de manera no revertiva, en este caso para que el tráfico conmute al enlace principal se debe forzar mediante software la conmutación.

SNCP (Subnetwork Connection Protection), esta protección trabaja a nivel de servicio, permitiendo configurar una ruta principal y una ruta de respaldo, es decir el servicio cuenta con un camino de respaldo al que conmuta si el camino principal se ve afectado. Este tipo de conmutación es configurada para que se realice automáticamente al detectar problemas o alarmas en alguna de las rutas. También se puede forzar mediante software la ruta por donde se requiere que pase el servicio.

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Al ser el tipo de protecciรณn SNCP la mรกs utilizada actualmente en la red de transporte SDH de CELEC EPTRANSELECTRIC debido a su configuraciรณn tipo anillo,

nos enfocaremos en este mecanismo, ademรกs de realizar pruebas de interoperabilidad entre marcas.

RESULTADOS A continuaciรณn se detallan los resultados de las pruebas de conmutaciรณn realizadas en dos escenarios, para verificar los tiempos en cada uno de los casos. Para este anรกlisis se realizรณ la configuraciรณn de canales de prueba

con capacidad de 1 x VC12 (2 Mbps) sobre enlaces troncales en producciรณn, y con la ayuda de un analizador de tramas SDH se verificaron los tiempos de conmutaciรณn para cada caso.

CASO UNO En este caso, se realizรณ la configuraciรณn de un servicio de un E1 (2 Mbps) de capacidad con protecciรณn SNCP configurada en equipos de la misma marca (SIEMENS).

servicio, donde la ruta principal se encuentra en color azul, mientras que la protecciรณn en color rojo. Se colocรณ un lazo lรณgico en el extremo final de entrega del servicio y el equipo analizador en el punto inicial.

A continuaciรณn se detalla la configuraciรณn y rutas del

TE ED. TRANSELECTRIC

S/E POLICENTRO

S/E QUEVEDO

TRANSELECTRIC SIEMENS HIT7070 SC

SIEMENS HIT7070 DC

ANALIZADOR SDH/PDH EXFO FTB -1 S/E SANTO DOMINGO SIEMENS HIT7070 DC Figura. 1. Topologรญa de prueba para el Caso 1

Se realizaron las conmutaciones del servicio mediante el software de gestiรณn, obteniendo los siguientes resultados:

CONMUTACIร N

TIEMPO (ms)

De ruta principal a ruta de protecciรณn

2410

De ruta protecciรณn a ruta de principal

6199

Tabla. 1. Resultados de conmutaciones para el Caso 1

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Figura. 2. Resultado de la conmutación de la ruta principal a la ruta de protección para el Caso 1

Figura. 3. Resultado de conmutación de la ruta de protección a la ruta principal para el Caso 1

CASO DOS En este caso, se realizó la configuración de un servicio de un E1 (2 Mbps) de capacidad con protección SNCP configurada en equipos de diferentes fabricantes (SIEMENS - HUAWEI). A continuación se detalla la configuración y rutas del servicio, donde los multiplexores de marca SIEMENS se

muestran en color azul y los de marca HUAWEI en color amarillo; la ruta principal se encuentra en color azul, mientras que la protección en color rojo. Se colocó un lazo lógico en el extremo final de entrega del servicio (equipo HUAWEI) y el equipo analizador en el punto inicial (EQUIPO SIEMENS).

Figura. 4. Topología para pruebas para el Caso 2

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Se realizaron las conmutaciones del servicio mediante el software de gestión, obteniendo los siguientes resultados:

CONMUTACIÓN

TIEMPO (ms)

De ruta principal a ruta de protección (conmutación realizada desde el equipo Siemens

5871

De ruta protección a ruta principal (conmutación realizada desde el equipo Siemens)

5414

De ruta principal a ruta de protección (conmutación realizada desde el equipo Huawei)

3183

De ruta protección a ruta principal(conmutación realizada desde el equipo Huawei)

3066

Tabla. 2. Resultados de conmutación para el Caso 2

Figura. 5. Resultado de la conmutación de la ruta principal a la ruta de protección desde el equipo Siemens para el Caso 2

Figura. 6. Resultado de conmutación de la ruta de protección a la ruta principal desde el equipo Siemens para el Caso 2

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Figura. 7. Resultado de la conmutación de la ruta principal a la ruta de protección desde el equipo Huawei para el Caso 2

Figura. 8. Resultado de conmutación de la ruta de protección a la ruta principal desde el equipo Huawei para el Caso 2

DISCUSIÓN De acuerdo a los resultados obtenidos, se verifica que los servicios configurados en la red SDH con protección SNCP entre equipamiento de igual y de diferentes fabricantes, tienen un tiempo aproximado de conmutación que está entre los 2,410 ms y 6,199 ms. Este tiempo cumple con la recomendación de la ITU-T, que indica que el tiempo máximo de una conmutación para no afectar la operatividad del canal es de 50 ms. Cabe mencionar que las conmutaciones sobre los servicios de prueba, son válidas para servicios de capacidades mayores y de interfaces de entrega diferentes, ya que las conmutaciones se realizan sobre la capa física que es la misma para todos los canales configurados sobre la red SDH de CELEC EP – TRANSELECTRIC. Adicionalmente el tiempo indicado cumple con los requerimientos para servicios donde los retardos en conmutaciones son críticos para su adecuado funcionamiento como son, canales de teleprotección, voz, adquisición de datos y los canales del Sistema de Protección Sistémica. Sin embargo se debe considerar que los tiempos obtenidos en el presente estudio corresponden única•

mente a la red de transporte, a estos tiempos se deben sumar las conmutaciones en los equipos terminales de cada solución. La red de transporte SDH de CELEC EP – TRANSELECTRIC cuenta con equipamiento de marcas diferentes a los presentados en este artículo, por lo que se deberían realizar pruebas y análisis de los tiempos de conmutación considerando los diferentes fabricantes. Adicionalmente también sería recomendable analizar el comportamiento cuando exista protección MSP en los enlaces troncales. CELEC EP - TRANSELECTRIC, de acuerdo a lo mencionado anteriormente, cuenta con una red de trasnporte con tecnología OTL, a través de la cual se configuran servicios de alta capacidad y enlaces troncales, por lo que es recomendable realizar el estudio de las protecciones de esta red y de la interoperabilidad entre redes. Bibliografía HEDEX, HUAWEI U2000 HELP TOPICS: TNMS CORE / CDM v10.3 CLIENT

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IMPLEMENTACIÓN DE LA NORMA IEC 61850 EN LOS SISTEMAS DE AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES DE CELEC EP TRANSELECTRIC Autores: Ing. Rodman Criollo Gualsaquí CELEC EP TRANSELECTRIC

RESUMEN El estándar internacional IEC 61850 de comunicaciones para la automatización de subestaciones abre una nueva era en el proceso de implementación de subestaciones, permitiendo una comunicación eficiente y confiable entre los diferentes elementos componentes de una subestación, accediendo a un mayor monitoreo y control de la subestación con una considerable reducción del cableado eléctrico, debido a la sustitución del cobre por la fibra óptica, reemplazando las señales eléctricas por medio de mensajes de comunicación. Adicionalmente se reduce la información convencional del diseño e ingeniería de la subestación, con la reducción considerable de conexiones eléctricas, borneras y relés auxiliares, haciéndose necesario por otro lado contar con nuevas herramientas de software para el diseño, mantenimiento y respaldo de la información de ingeniería digital. Con IEC 61850 una subestación real es transformada en una subestación virtual por medio del modelado de los equipos componentes y los servicios de comunicación. La implementación de la norma IEC 61850 en los SAS de CELEC EP TRANSELECTRIC ha sido cuidadosa, durante los últimos 10 años ha seguido un proceso de aprendizaje, desarrollo y maduración, que han derivado en la evolución de las Especificaciones Técnicas de los SAS basadas en la norma IEC 61850 Edición 2, las cuales ya han sido incorporadas en los procesos de licitación de subestaciones. Uno de los retos más grandes del diseño fue la definición de una arquitectura referencial de comunicaciones, la cual en su parte conceptual sea coherente con la filosofía del diseño de subestaciones convencionales de CELEC EP TRANSELECTRIC y fue el punto de partida de la nueva versión de Especificaciones Técnicas de los SAS y del consiguiente desarrollo de ingeniería.

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INTRODUCCIÓN La creciente demanda energética y la continua evolución tecnológica de las comunicaciones dentro del sector eléctrico, exigen un uso más eficiente y racional de la energía, en este sentido la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) establece el estándar mundial “IEC 61850: Redes y Sistemas de Comunicación para la Automatización de Empresas de Energía”, el cual se viene publicando y revisando desde el año 2003. En nuestro país, CELEC EP TRANSELECTRIC se encuentra en un proceso constante de capacitación, investigación y aplicación de este estándar internacional en los Sistemas de Automatización de Subestaciones (SAS), en subestaciones nuevas, como en la ampliación de subestaciones existentes, mejorando la eficiencia de la gestión del sistema de transmisión, para lo cual se basa en tres pilares fundamentales: Trabajo en equipo multidisciplinario, conformado por personal especializado de las diferentes áreas técnicas de la empresa; Laboratorio de pruebas, con preparación de talleres y capacitaciones con equipos y software basados en la norma IEC 61850; y, Revisión de las especificaciones técnicas de los sistemas de automatización de subestaciones (SAS), con la definición de una arquitectura estándar y servicios de comunicación (plataforma unificada) para las subestaciones de transmisión basados en la norma IEC 61850 Edición 2. Producto de este proceso CELEC EP TRANSELECTRIC, ha dado pasos importantes en la última revisión de las especificaciones técnicas de los SAS basada en la norma IEC 61850 Edición 2, el cual forma parte de los documentos de licitación en las subestaciones Pedernales y La Concordia 138/69kV, subestaciones que están próximas a construirse.

CARACTERÍSTICAS GENERALES El punto de partida de los nuevos SAS de CELEC EP TRANSELECTRIC es la nueva especificación técnica, desarrollada por un grupo multidisciplinario de profesionales y tiene las siguientes características:

NIVELES DE CONTROL EN SUBESTACIONES Como se puede apreciar en la figura No. 1, para el control de una subestación se definen 4 niveles de control: NIVEL 0: Ubicado en el patio de maniobras y está formado por los equipos primarios tales como interruptores, seccionadores, transformadores de potencia, de instrumentación, los condensadores, reactores, pararrayos, etc.

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NIVEL 1: Ubicado en las casetas de patio, conformado por equipos tales como IED´s de control y protecciones eléctricas, contadores de energía, switches, relés auxiliares, etc. NIVEL 2: Ubicado en sala de control, forman parte de nivel equipos tales como los computadores de adquisición-Gateway con las respectivas bases de datos, computadores de gestión de protecciones, IHM, switches, equipos GPS. NIVEL 3: Este nivel está constituido por los centros de control remoto CENACE y COT, los cuales son externos a la subestación, las comunicaciones entre el SAS de la subestación y los centros de control, se la realiza a través de la red de telecomunicaciones basada en tecnologías de transporte PDH, SDH y DWDM.

Figura 1: Niveles de control dentro de una subestación

CARACTERÍSTICAS DE COMUNICACIONES DE LOS SAS La comunicación e intercambio de información entre el Nivel 0 y el Nivel 1 de la subestación, denominado “Bus de Proceso” tradicionalmente se la realiza por medio de cableado duro (cobre) tendido desde el equipamiento primario hasta las casetas de patio. El proceso de implementación de innovaciones basadas en la norma IEC 61850 comienzan con la inclusión de IED´s actuadores a nivel de proceso, en tableros de patio denominados junction box, los cuales cuentan con una interfaz eléctrica con el equipo primario, por medio de la cual obtienen la información de: posiciones, estados, alarmas, bloqueos, etc., estas señales son transmitidas a Nivel 1, a través de cables de comunicaciones de fibra óptica por medio de mensajes de comunicación utilizando protocolos previstos en la norma IEC 61850-8-1; las señales análogas de voltaje y corriente a nivel de proceso aún se continúan enviando a Nivel 1 por medio de cableado duro (cobre), como se puede apreciar en la figura No.2. Actualmente CELEC EP TRANSELECTRIC se encuentra en un proceso de investigación y pruebas para la digitalización de las señales de voltaje y corriente en Nivel 0, por medio de equipos denominados Merging Units y/o transformadores de voltaje y corriente ópticos, para su envío hasta Nivel 1 a través de comunicaciones por fibra óptica utilizando los protocolos de comunicación previstos en la norma IEC 61850-9-2.

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SALA DE CONTROL (NIVEL 2)

Station Computer MMS (CLIENTE - SERVIDOR)

Bus de Estación CASETAS DE PATIO (NIVEL 1)

GOOSE

C&P IED

Bus de Proceso

PATIO DE MANIOBRAS: Equipo Primario Junction Box (NIVEL 0)

Actuator IED

CABLEADO DURO (COBRE)

C&P

CONTROL Y PROTECCIÓN

IED

EQUIPO ELECTRÓNICO INTELIGENTE IED’s pueden localizarse a cualquier nivel dentro de la subestación

Figura 2. Requisitos de comunicación de los SAS

La comunicación e intercambio de información entre los IED´s de control y protección ubicados en Nivel 1, tradicionalmente se la venía realizando por cable de cobre y relés auxiliares; el proceso de implementación de innovaciones establece que la comunicación e intercambio de información se realice a través de mensajes de comunicaciones por medio de protocolos de comunicación previstos en la norma IEC 61850-8-1 (GOOSE). La comunicación e intercambio de información entre el Nivel 1 y el Nivel 2 de la subestación, denominado “Bus de Estación” actualmente ya se la realiza a través de mensajes de comunicaciones por medio de protocolos de comunicación previstos en la norma IEC 61850-8-1 (MMS), lo cual se mantiene. En la comunicación e intercambio de información entre el Nivel 2 y el Nivel 3, CELEC EP TRANSELECTRIC está migrando del protocolo IEC 60870-5-101 (serial) al protocolo IEC 60870-5-104 (Ethernet) para su centro de control COT; por regulación el protocolo de comunicaciones con CENACE es IEC 60870-5101 (serial).

ESQUEMA CONCEPTUAL DE REDUNDANCIA DEL SAS Esta etapa de innovaciones basadas en la norma IEC 61850 Edición 2, tiene como resultado el reemplazo de gran cantidad de cable de cobre y relés auxiliares por cables de comunicación de fibra óptica y switches, por lo tanto para asegurar la confiabilidad y disponibilidad de la subestación, es necesario contar con una arquitectura robusta y redundante de comunicaciones.

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IEC 61850 Edición 2, incluye dos protocolos de redundancia de alta disponibilidad, que se definen en la norma IEC 62439-3 y aplicable a las subestaciones de cualquier tamaño y topología de buses de estación y proceso: Protocolo de redundancia en paralelo (PRP) y alta disponibilidad de redundancia transparente (HSR). La arquitectura solicitada en la nueva especificación está basada en el protocolo IEC 62439-3 cláusulas 4 (PRP) cuyas principales características requeridas se aprecian en la figura 3 y son:

DANP

Sala de control Nivel 2: Gateways, Servidores, IHM’s, etc. 100 MBPS

DANP

ANILLO 1 switch switch

ANILLO 2 switch

switch

Anillos: Fibra óptica 1 GBPS

switch

RED 1 switch

switch

RED 2 DANP

DANP

RedBox DANP

DANP

SAN

Caseta de Patio 69 kv

Caseta de Patio 138 kv

SAN

IED’S: Fibra óptica 100 MBPS

Caseta de Patio 230 kv

Figura 3. Esquema conceptual a nivel de estación del protocolo de redundancia PRP

Doble anillo redundante de switches en fibra óptica (Nivel de estación). Todos los IED´s de control y protecciones deben tener puertos nativos PRP, para establecer comunicación simultánea a las redes formadas por el anillo 1 y anillo 2. En casos excepcionales se aprobará el uso de Red Box para equipos que no cuenten con puertos nativos PRP. Los computadores de adquisición, servidores, Gateway, GPS e IHM deben tener conexión a ambas redes por medio de puertos PRP.

SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO Los equipos componentes del sistema SAS se deben sincronizar en el tiempo utilizando el protocolo PTP IEEE 1588 v2, que utilizan dos receptores GPS independientes con servidores de tiempo integrados PTP IEEE 1588, IRIG-B y SNTP.

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SWITCHES DE COMUNICACIÓN Los switches son parte fundamental del sistema de automatización realizando la función primordial de comunicaciones, IEC 61850 multicast GOOSE/PTP con la mayor prioridad de transmisión de sus paquetes garantizando que estos mensajes se están transmitiendo y re-cibiendo claramente, sin distorsión a través de toda la red, independientemente de que otras comunicaciones puedan congestionar la red de comunicación IEC 61850 para lo cual se aplica la calidad de servicio (QoS).

ARQUITECTURA CONCEPTUAL DEL SAS

Figura 4. Arquitectura conceptual del sistema del SAS, basado en el estándar IEC 61850 Edición 2. En la figura número 4, se presenta una arquitectura conceptual del sistema de automatización de la subestación, tanto a nivel de estación como a nivel de proceso.

ELABORACIÓN DEL DISEÑO El diseño de la ingeniería del sistema de automatización a implementar, en primera instancia en las subestaciones Pedernales y La Concordia, debe ser presentado por el oferente adjudicado, para ser revisado, corregido y aprobado a través de un trabajo en conjunto con personal especializado de CELEC EP TRANSELECTRIC apegándose a los requerimientos establecidos en las especificaciones técnicas. Parte fundamental de estas innovaciones basadas en el estándar IEC 61850 Edición 2 es el personal multidisciplinario de CELEC EP TRANSELECTRIC, el cual participará activamente en la revisión y aprobación de ingeniería básica, ingeniería de detalle, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de estos sistema SAS, para lo cual se realiza una constante capacitación y pruebas de laboratorio, logrando de esta manera reducir en gran medida la dependencia tecnológica de los fabricantes. medida la dependencia tecnológica de los fabricantes.

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RESULTADOS ESPERADOS Elaboración de una documentación estándar de ingeniería, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento, aplicable al resto de subestaciones que sean construidas con estas especificaciones técnicas; La estandarización y ventajas de la norma IEC 61850 reducirá cableado, puntos de falla, costos, tiempos de entrega, etc., lo cual requiere una mayor preparación del personal y la utilización de las mejores herramientas de software de diseño, diagnóstico y pruebas; Desarrollar e implementar metodologías de respaldo de configuraciones, archivos IEC 61850 (GOOSE, MMS, CID, SCD), programas, versiones, bases de datos y toda información digital; y, Actualización del conocimiento, metodologías de trabajo y entrenamientos adecuados al personal de mantenimiento de subestaciones.

Bibliografía IEC 61850 Edition 2: Communication Networks and Systems for Power Utility Automation. “Plan de Formación IEC 61850”, Marco Janssen, Director Smart Grid PMO at DEWA Dubai. Jornadas Técnicas ISA 2012, Diseño, Desarrollo e Implementación de una Plataforma Unificada de SAS con IEC 61850 para nuevas subestaciones de ISA y para modernización de las existentes. Ing. Wilson Castillo, Ing. Germán Cárdenas.

Glosario SAS: Substation Automation System IEC: International Electrotechnical Commission IEC61850: Communication Networks and Systems for Power Utility Automation. COT: Centro de Operaciones de TRANSELECTRIC CENACE: Operador Nacional de Electricidad IHM: Interfaz Humano Máquina GOOSE: Generic Object Oriented Substation Event SV: Sampled Values MMS: Manufacturing Message Specification SAN: Singly attached nodes DANP: Doubly attached nodes with PRP RED BOX: Redundacy Box PRP: Parallel Redundancy Protocol GPS: Global Positioning System

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SUBESTACIÓN EL INGA

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EDICIÓN

N°88

Es la primera subestación en incorporar el voltaje de 500 kV, forma parte del Proyecto Emblemático Sistema de Transmisión de 500 kV que lleva adelante el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. Cuenta con una capacidad de transformación de 2 100 MVA, que representa más del 20% de la capacidad total del Sistema Nacional de Transmisión, lo que la convierte en la subestación más grande del país.

Fuente Foto archivo MEER Subestación El Inga

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ENTREVISTA

Ing. Geovanny Pardo Salazar GERENTE CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC MIEMBRO PRINCIPAL ÁREA DE TRANSMISIÓN DE ECUACIER

SUBESTACIÓN EL INGA 1. ¿Cuál es la importancia de la Subestación El Inga en la operación del Sistema Nacional Interconectado? Más que una nueva subestación que se incorpora al Sistema Nacional de Transmisión, es una nueva forma de diseñar, construir, operar y mantener los sistemas de transmisión en nuestro país, de ahí la importancia de esta subestación. Desde el punto de vista eléctrico y energético, la Subestación El Inga recibe toda la producción de la central Coca Codo Sinclair, a un nivel de 500 mil voltios, y luego de un proceso de transformación, la energía se distribuye a todo el país en niveles de voltaje de 230 mil y 138 mil voltios. En definitiva se convierte en un punto estratégico para el abastecimiento de energía al País.

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2. ¿Cuáles son las características técnicas de esta unidad operativa? La Subestación El Inga está ubicada en el Sector de El Inga, al oriente del Distrito Metropolitano Quito, implantada en un área de 17 hectáreas; su área de construcción comprende 11 hectáreas. Esta subestación consta de tres patios (o zonas) a niveles de voltaje de 138 230 y 500 mil voltios y con una capacidad de transformación de 2 100 MVA, con lo que se constituye en la de mayor capacidad instalada en el sistema eléctrico ecuatoriano. Los patios de 230 y 138 mil voltios permiten el cierre del anillo eléctrico para la ciudad de Quito, con la interconexión a las Subestaciones Pomasqui (norte del país) y

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N°88 Santa Rosa (centro del país). Este nuevo anillo eléctrico eleva los niveles de calidad y seguridad en la prestación del servicio eléctrico. El patio de 500 kV se constituye en el punto de llegada de la producción de la central Coca Codo Sinclair, energía que se entrega a la demanda del país a través de los patios de 230 y 138 mil voltios. 3. ¿Por qué se requiere transmitir la potencia y energía eléctrica a voltajes como los existentes en la Subestación el Inga? El desarrollo del sector eléctrico ecuatoriano contempla la puesta en servicio de proyectos hidroeléctricos emblemáticos, entre ellos Coca Codo Sinclair, con una capacidad instalada de 1 500 MW, cuya energía es inyectada al Sistema Nacional Interconectado (SNI), para lo cual se debió trabajar intensamente en el diseño, construcción y puesta en servicio de un sistema de transmisión de extra alta tensión a 500 kV y nuevas instalaciones de transmisión a 230 kV, que permitan transportar estos grandes bloques de energía a largas distancias hacia los centros de consumo, manteniendo los criterios de calidad y seguridad. El incremento de voltaje a 500 kV, recordando que en el país la transmisión se efectuaba hasta 230 kV, se da por una necesidad técnica, económica y ambiental. Técnica, para transmitir mayores volúmenes de energía, a grandes distancias y con menos pérdidas. Económica, porque se reduce la cantidad de líneas de transmisión, en menores niveles de voltaje, que se hubiesen construido para evacuar y transmitir la energía de la central Coca Codo Sinclair, y finalmente, al construir menos líneas, se mitiga el impacto ambiental por la imposición de las fajas de servidumbre.

Fuente Foto archivo CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC Subestación El Inga, patio de 230 kV

4. ¿En qué medida la confiabilidad del Sistema de Transmisión aumentará con la puesta en operación de esta nueva subestación? En sistemas de transmisión o de distribución de energía, se disponen de diferentes esquemas de abastecimiento a un punto de demanda. El más simple de todos, es el sistema radial, en el cual la demanda es abastecida desde un solo punto de suministro de energía; y, en caso de falla de este sistema, ocasionaría el desabastecimiento de su carga asociada. Otro esquema, que presenta mayores niveles de confiabilidad para el abastecimiento de la demanda, y mediante el cual se superan los problemas señalados en el esquema radial, es el denominado malla o anillo, el cual consiste que a punto de demanda existe la posibilidad de abastecerla mediante uno o más puntos de suministro de energía. Es así que, con la Subestación El Inga, se conforma un anillo eléctrico a nivel de 230 kV alrededor de la ciudad de Quito, con lo cual, se mejoran los niveles de confiabilidad y por ende de seguridad en el suministro de energía eléctrica en esta zona. Además esta subestación, se constituye en el segundo punto de abastecimiento para la subestación Pomasqui, subestación desde la cual se abastece la demanda de electricidad de las provincias de Imbabura y El Carchi, convirtiéndose en la frontera eléctrica con Colombia; con lo cual se han incrementado los niveles de confiabilidad en la entrega del suministro de electricidad en toda la zona norte del Sistema Nacional Interconectado.. Así mismo, se interconecta con la Subestación Santa Rosa, ubicada al sur de Quito, mejorando también los niveles de confiabilidad a las provincias del centro del país.

Fuente Foto archivo CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC Panorámica Subestación El Inga

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EDICIÓN

N°88 5. Podría comentarnos ¿Cómo está previsto el Sistema Nacional de Transmisión a 500 kV? El sistema de 500 kV parte desde la central Coca Codo Sinclair en el oriente ecuatoriano, se conecta en la Subestación San Rafael (500/230 kV), en la que se acondicionan las variables eléctricas, para luego llegar hasta la Subestación El Inga. Desde la Subestación el Inga el sistema continúa por la sierra ecuatoriana hasta la Subestación Tisaleo (500/230 kV), en la provincia de Tungurahua. La Subestación Tisaleo se interconecta con la Subestación Totoras a nivel de 230 kV. El sistema de 500 kV avanza hasta la costa ecuatoriana y llega hasta la Subestación Chorrillos (500/230 kV), en la provincia del Guayas, y allí se interconecta a nivel de 230 kV con el sistema de transmisión de la Subestación Pascuales. 6. ¿Cuántas líneas de 230 y 138 kV, salen de las Subestación El Inga y hacia donde se dirigen estas líneas? La subestación dispone de 6 bahías (posiciones) en 138 kV operativas, de las cuales 4 son de línea, 1 de transferencia y 1 de transformador. Las bahías de línea son: Una bahía de línea hacia Papallacta Dos bahías de línea hacia el sector del Aeropuerto y el Parque Industrial Itulcachi Una bahía de línea hacia la Subestación Santa Rosa.

7. ¿Cómo se manejará la evacuación de la potencia y energía eléctrica de los restantes proyectos emblemáticos de generación que se encuentran en ejecución? El sistema de transmisión atraviesa el país a lo largo y ancho, y cuenta con más de 4 500 km de líneas en 230 y 138 kV, además de los primeros 130 km de líneas de 500 kV ya operativos (en total serán 600 km de líneas en 500 kV). En cuanto a la capacidad de transformación, el sistema cuenta con más de 10 000 MVA en las 56 subestaciones operativas. A través de un trabajo planificado y coordinado con nuestro Ministerio rector, creado en el actual Gobierno, se han ampliado y construido varias líneas y subestaciones de transmisión, con la finalidad de mejorar aún más los niveles de confiabilidad y seguridad en el suministro del servicio eléctrico a nuestros clientes; así como también disponer de nuevos puntos para evacuar la energía de las centrales de generación. En tal sentido, y sobre la base de una verdadera planificación, se ha construido, y en algunos casos está en construcción, la infraestructura de transmisión necesaria para evacuar la energía de los proyectos emblemáticos de generación que impulsa el actual Gobierno; algunos de los cuales ya son una realidad y están entregando energía al país, como: Manduriacu, Coca Codo Sinclair y Sopladora.

Es importante comentar que se dispone de un espacio para 6 bahías adicionales, considerando futuras ampliaciones en función del crecimiento de la demanda. Con relación al patio de 230 kV, se dispone de 6 bahías (posiciones) operativas, de las cuales 4 son de línea, 1 de acoplamiento y 1 de transformador. Las bahías de línea son: Dos Bahías de Línea hacia la Subestación Santa Rosa; Dos Bahías de Línea hacia la Subestación Pomasqui. Al igual que el patio de 138 kV, en el de 230 kV se dispone de espacio para 6 bahías adicionales.

Fuente Foto archivo CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC Subestación El Inga, patio de 500 kV, transformadores.

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8. ¿Se podría estimar que a mediano plazo el anillo de transmisión de 138 kV periférico en la ciudad de Quito, será parte del sistema de distribución, al menos en lo que a esta área de concesión atañe? Es una pregunta muy interesante, dado que me permite comentar sobre los importantes avances alcanzados a nivel de distribución, liderados y coordinados por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, sobre la base de las políticas claramente definidas por el Gobierno Nacional. Actualmente, la ciudad de Quito cuenta con un anillo a nivel de 138 kV que es parte del sistema de distribución, y que lo opera y mantiene la Empresa Eléctrica Quito, gracias a un trabajo armónico y en equipo con la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP) Unidad de Negocio TRANSELECTRIC, quien realizaba estas actividades hasta mediados del año anterior.

10. ¿Cuánto se invirtió en esta subestación y cómo se financió su construcción? El Gobierno Nacional ha dado un gran impulso al sector eléctrico, y dentro de ello el esfuerzo económico ha sido muy importante y sin precedentes. El proyecto 500 kV atraviesa 12 provincias e incorpora al sistema eléctrico ecuatoriano lo siguiente: 600 km de líneas de transmisión a 500 kV 300 km de líneas de transmisión a 230 k 4 subestaciones 500/230 kV con 3 600 MVA de transformación 1 Subestación a 230/69 kV – 167 MVA; 1 Subestación a 230/138 kV – 300 MVA

La inversión aproximada del proyecto de 500 kV es de 677 millones de dólares.

9. ¿Cuáles serán los aportes de esta nueva subestación, en lo que se refiere a las transacciones internacionales de electricidad? La exportación de energía es una realidad desde hace algunos meses, justamente gracias a los aportes energéticos de nuestras centrales hidroeléctricas y además por la robusta infraestructura de transmisión que se dispone. La energía de la central Coca Codo Sinclair, como lo he mencionado antes, llega hasta la Subestación El Inga, la misma que se interconecta en 230 kV con la Subestación Pomasqui (al norte del país), y de sde allí parten cuatro circuitos en 230 kV hasta nuestro país vecino Colombia, materializándose con esto la exportación de energía, y con ello el cambio estructural del sector eléctrico y del país. En una consulta anterior se explicó las diferentes posiciones disponibles y de reserva en los patios de 230 y 138 kV, pero es necesario también señalar que en el patio de 500 kV también existen posiciones de reserva, las mismas que podrían ser utilizadas a futuro, en función de la evolución de la demanda y oferta de energía, para el desarrollo de una línea de interconexión con Colombia en 500 kV.

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Fuente Foto archivo CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC Subestación El Inga, patio de 138 kV

EVENTOS ECUACIER La capacitación es uno de los ejes estratégicos para toda empresa, además de mejorar los conocimientos y competencias de los funcionarios, que se logra potencializar las habilidades de las personas, cristalizar sus ideas, ejecutar proyectos, exponer sus habilidades y garantizar la eficiencia en las actividades que desarrollan.

El Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional – ECUACIER, trabaja de forma permanente coordinando acciones para que todos sus socios puedan tener la posibilidad de que su recurso humano sea exitosamente capacitado. A través de la transferencia de conocimientos y una acertada pedagogía, incentivamos al fortalecimiento de destrezas y habilidades de los funcionarios de las empresas del sector. La gestión y la oferta de ECUACIER para el sector eléctrico están orientadas a generar un ambiente de calidad, con profesionales competentes y preparados, de talla na-

cional e internacional, para así garantizar los resultados de los cursos, talleres, seminarios y planes de formación académica. Hemos puesto en consideración, el desarrollo de dichos eventos en modalidad abierta o en modalidad In House, esta última ofrece los siguientes beneficios: adaptación a la necesidad de la empresa, logística en las instalaciones de la empresa, disminución de costos, los funcionarios generan un acercamiento a su entorno, y, existe mayor facilidad y flexibilidad para desarrollar la parte práctica de la capacitación.

¿POR QUÉ INVERTIR EN CAPACITACIÓN? La gente sin capacitación tarda hasta seis veces más en realizar su trabajo que una persona capacitada y motivada. La inversión de las empresas en la capacitación del personal es fundamental, es una de las decisiones

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más acertadas, rentables e indispensables, debido a que diferencia entre el actual desenvolvimiento del personal y los objetivos propuestos por la empresa, logrando así su supervivencia, éxito y progreso.

VENTAJAS DE LA CAPACITACIÓN PARA LA ORGANIZACIÓN

VENTAJAS DE LA CAPACITACIÓN PARA LOS FUNCIONARIOS

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AGENDA ECUACIER Período Octubre 2015 – Mayo 2016

Seminario Responsabilidad Administrativa, Glosas, Multas Indicios de Responsabilidad Penal Grupo 3, Guayaquil, Electroguayas Central Gonzalo Zevallos, Instructor Ab. Mariano Jaramillo, 16 horas, 35 personas, 29 y 30 de octubre 2015.

Curso Selección, Operación y Mantenimiento Preventivo de Bombas de Fluido Pesado Grupo 1, Santa Elena Electroguayas Central Santa Elena, Instructor Ing. Guillermo Vargas, 32 horas, 20 personas, del 10 al 13 de noviembre 2015.

Plan de Entranamiento Purificadoras Alfa Laval, Guayaquil, Electroguayas Central Álvaro Tinajero, Instructor Ing. Marcos Quevedo, 40 horas, 10 personas, del 23 al 27 de noviembre 2015.

Curso Calderas, Sus Aplicaciones, Operación y Mantenimiento Calderas Pirotubulares Grupo 2, Electroguayas Central Santa Elena, Instructor Ing. Carlos Lassarte, 24 horas, 25 personas, 2, 3 y 4 de diciembre 2015.

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II CONGRESO DE SEGURIDAD Y SALUD OCUPACIONAL, GUAYAQUIL, HOTEL HAMPTON INN BY HILTON, 16 HORAS, 100 PERSONAS, 26 y 27 NOVIEMBRE 2015. El objetivo de este importante evento fue dar a conocer el manejo de procesos y procedimientos que se presentan en las actividades que se suscitan en el campo de los profesionales de la Seguridad y Salud Ocupacional a

nivel nacional, así como también las consecuencias de las enfermedades ocupacionales, además de conocer los referentes y normas de otros países, para poder implementarlos en el país.

TEMÁTICAS DE LAS CONFERENCIAS DESARROLLADAS EN EL CONGRESO Dr. Fernando Carpio – “ENFERMEDADES OCUPACIONALES EN EL SECTOR ELÉCTRICO”. Dr. Jorge Ortiz – “COMPETENCIAS Y HERRAMIENTAS DE GESTIÓN PARA LOS ORGANISMOS PARITARIOS EN SEGURIDAD Y SALUD EN EL TRABAJO DEL SECTOR ELÉCTRICO”. Lcdo. Henry Pérez – “PROCEDIMIENTO SEGURO PARA REALIZAR TCT”. Dra. Lilian Pinos – “ERGONOMÍA Y RIESGOS PSICOSOCIALES EN EL SECTOR ELÉCTRICO”. Dr. Raúl Harari – “LA SEGURIDAD Y SALUD OCUPACIONAL EN EL ECUADOR”. Sr. Manuel Gallardo – “LA PARTICIPACIÓN DE LOS TRABAJADORES EN LA SEGURIDAD Y SALUD EN EL TRABAJO”. Lcdo. Henry Pérez – “CONTROL DE RIESGOS EN TRABAJOS CONTENCIOSOS”. Ing. Salvador Gómez – “NFPA 101: CÓDIGO DE SEGURIDAD HUMANA”. Arq. Jaime Moncada – “NFPA 850/851: PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS EN PLANTAS TERMOELÉCTRICAS/HIDROELÉCTRICAS”.

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2016

Curso Fotografía Básica y Principios de Edición de Video, Curso Abierto, Quito, Instructor Master Ángel Terán, 24 horas, 10 personas, 3,4 y 5 de febrero 2016.

Curso Aplicaciones Termográficas Nivel I, Guayaquil, Electroguayas Central Gonzalo Zevallos, Instructor Ing. Jacob Lemus, 32 horas, 24 personas, 29 febrero 1, 2 Y 3 de marzo 2016.

Curso Vibraciones II, Electroguayas Central Santa Elena, Instructor Ing. Ciro Martínez, 24 horas, 19 personas, 16, 17 y 18 de marzo 2016.

Liderazgo Integral En Contextos V.I.C.A, Curso Abierto, Quito Shantidham, Instructor Lic. Raúl Aramayo, 16 horas, 19 personas, 12 Y 13 de abril 2016.

Curso Medición y Cálculo de Derivados del Petróleo, Guayaquil, Electroguayas Central Gonzalo Zevallos, Instructor Ing. Bolívar González, 40 horas, 18 personas, del 2 al 6 de mayo del 2016.

Taller Técnicas Estadísticas para Control de Procesos Grupo 1, Guayaquil, Electroguayas Central Álvaro Tinajero, Instructor Ing. Víctor Bahamonde, 16 horas, 16 personas, 4 y 5 de mayo 2016.

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CONGRESOS, REUNIONES, SEMINARIOS Y TALLERES

NÚMERO DE PERSONAS CAPACITADAS

2.440

NÚMERO DE HORAS IMPARTIDAS DE CAPACITACIÓN

2.268

NÚMERO DE HORAS - HOMBRE CAPACITADOS

211.580

EVENTOS OPERATIVOS

EVENTOS ADMINISTRATIVOS

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DIRECTORIO ECUACIER

Dr. Esteban Albornoz Vintimilla MINISTRO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE PRESIDENTE Ing. Jaime Astudillo Ramírez PRESIDENTE EJECUTIVO - EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE S.A. VICEPRESIDENTE Ing. Gabriel Arguello Ríos DIRECTOR EJECUTIVO - OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD MIEMBRO PRINCIPAL Dr. Andrés Chávez Peñaherrera DIRECTOR EJECUTIVO - AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL DE ELECTRICIDAD MIEMBRO PRINCIPAL Ing. Antonio Borrero Vega GERENTE GENERAL - ELECAUSTRO MIEMBRO PRINCIPAL ÁREA DE GENERACIÓN

Ing. Geovanny Pardo Salazar GERENTE CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC MIEMBRO PRINCIPAL ÁREA DE TRANSMISIÓN Ing. Max Molina Bustamante GERENTE NACIONAL DE PLANEAMIENTO OPERATIVO - OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD MIEMBRO ALTERNO Ing. Patricio Gómez Miranda SUBGERENCIA DE SERVICIOS DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC MIEMBRO ALTERNO ÁREA DE TRANSMISIÓN Ing. Hernán Verdugo Crespo DIRECTOR EJECUTIVO ECUACIER

Fuente Foto archivo ECUACIER Ing. Geovanny Pardo, Ing. Antonio Borrero, Ing. Jaime Astudillo, Ing. Carmen Ávila (Delegada ARCONEL), Ing. Hernán Verdugo, Ing. Gabriel Argüello

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SOCIOS ECUACIER ENTIDAD/EMPRESA MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN CORPORACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CNELEP CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO LOS RÍOS CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO ESMERALDAS CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO BOLÍVAR CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAS - LOS RÍOS CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO EL ORO CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO MANABÍ CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO MILAGRO CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO SUCUMBÍOS CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO SANTA ELENA CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO SANTO DOMINGO CNELEP - UNIDAD DE NEGOCIO GUAYAQUIL EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE S.A. EMPRESA ELÉCTRICA AZOGUES C.A. EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A. EMPRESA ELÉCTRICA PROVINCIAL GALÁPAGOS S.A. EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL NORTE S.A. EMPRESA ELÉCTRICA PROVINCIAL COTOPAXI S.A. EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR S.A. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A. EMPRESA ELÉCTRICA RIOBAMBA S.A. CORPORATIVA OPERADOR NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CENACE AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL DE ELECTRICIDAD - ARCONEL GENERACIÓN CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR - CELEC EP CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACIÓN CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO COCACODOSINCLAIR CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TERMOGAS CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO GENSUR CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAZOGUES CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO ENERJUBONES CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO HIDROTOAPI ELECAUSTRO ELECTROQUIL TRANSMISIÓN CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC SOCIOS HONORÍFICOS UNIVERSIDAD DE CUENCA ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL UNIVERSIDAD LAICA ELOY ALFARO COLEGIO REGIONAL INGENIEROS ELÉCTRICOS Y ELECTRÓNICOS DEL LITORAL COLEGIO REGIONAL INGENIEROS ELÉCTRICOS Y ELECTRÓNICOS DE MANABÍ COLEGIO REGIONAL INGENIEROS ELÉCTRICOS Y ELECTRÓNICOS DE COTOPAXI COLEGIO REGIONAL INGENIEROS ELÉCTRICOS Y ELECTRÓNICOS DEL AZUAY ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DEL LITORAL COLEGIO DE INGENIEROS ELÉCTRICOS Y ELECTRÓNICOS DE PICHINCHA INTERCONEXIONES REVISTA ENERGÉTICA

PERSONAL ADMINISTRATIVO ECUACIER

Ing. Hernán Verdugo DIRECTOR EJECUTIVO hverdugo@ecuacier.org

Eco. Paulina Reino CONTADORA GENERAL (E) preino@ecuacier.org

Ing. Adrián Figueroa ANALISTA DE SISTEMAS afigueroa@ecuacier.org

Ing. Marisol Álvarez JEFA ADMINISTRATIVA aalvarez@ecuacier.org

Lcda. María José Castro RELACIONES PÚBLICAS mcastro@ecuacier.org

Sra. Rocío García ASISTENTE ADMINISTRATIVA rgarcia@ecuacier.org

Ing. Andrea Espinosa SECRETARIA aespinosa@ecuacier.org

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Directivos y Personal Administrativo

Fuente Foto archivo ECUACIER Ing, Antonio Borrero, Eco. Paulina Reino, Ing. Geovanny Pardo, Sra. Rocío García, Ing. Gabriel Argüello, Lcda. María José Castro, Ing. Jaime Astudillo, Ing. Carmen Ávila, Ing. Hernán Verdugo, Ing. Marisol Álvarez, Ing. Adrián Figueroa, Ing. Andrea Espinosa, Lcda. Carminia Porras.

Fuente Foto archivo ECUACIER Lcda. María José Castro, Sra. Rocío García, Ing. Andrea Espinosa, Ing. Hernán Verdugo, Ing. Marisol Álvarez, Eco. Paulina Reino, Ing. Adrián Figueroa

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ESTATUTO

COMITÉ ECUATORIANO DEL CONSEJO MUNDIAL DE ENERGÍA CECME CAPÍTULO I GENERALIDADES ARTÍCULO PRIMERO: Denominación, naturaleza, alcance territorial y domicilio. EI presente estatuto regula la vida jurídica del “Comité Ecuatoriano del Consejo Mundial de Energía”, identificado también por las siglas CECME, en adelante “El COMITÉ”. Es una asociación de naturaleza civil, de derecho privado conocido como Organismo No Gubernamental (ONG), sin fines de lucro y con domicilio legal en la ciudad de Quito, Provincia de Pichincha, República del Ecuador y de alcance nacional dentro de Ecuador, el cual en adelante se denominará EL COMITÉ. El COMITÉ es parte del Consejo Mundial de Energía (WEC por el inglés World Energy Council) con sede en Inglaterra.

CAPÍTULO II DE LA DURACIÓN ARTÍCULO SEGUNDO: Periodo de Existencia El término de vigencia de “EL COMITÉ” es de veinte (20) años, a contarse desde la fecha de expedición del Acuerdo Ministerial que le confiere personalidad jurídica. Este plazo podrá reducirse o prorrogarse previo acuerdo adoptado con el voto favorable de dos tercios de los socios con derecho a voto de la Asamblea General”.

CAPITULO III DE LOS FINES, OBJETIVOS, FUNCIONES Y ATRIBUCIONES ARTÍCULO TERCERO: Fines La CECME tiene como finalidad: Incentivar la investigación en los funcionarios de las empresas del sector energético y estudiantes, mediante eventos de capacitación, charlas científicas, grupos de trabajo y trabajos de investigación.

ESTATUTO ARTÍCULO CUARTO: Objetivos Los Objetivos de EL COMITÉ son los siguientes: 1) Desarrollar acciones que permitan, con ayuda del WEC, el estudio y ejecución de proyectos encaminados principalmente al uso racional de los recursos energéticos en todos sus aspectos; 2) Promover el desarrollo energético sostenible, considerando los aspectos de producción, transporte, distribución, comercialización y utilización de la energía para conseguir un máximo beneficio general, tomando en consideración las tendencias mundiales en materia de regulación y la minimización de impactos sobre el medio ambiente y las políticas energéticas emitidas por el Gobierno Nacional, encaminadas al cambio de la matriz energética. 3) Colaborar con los demás Comités del Consejo Mundial de Energía, sin interferir con actividades de cualquier otra organización, nacional o extranjera, que directa o indirectamente se ocupe de los mismos asuntos. Se podrán establecer alianzas estratégicas para realizar actividades conjuntas que propendan por el desarrollo del sector energético ecuatoriano. ARTÍCULO QUINTO: Funciones y Atribuciones El Comité ejercerá las siguientes funciones y atribuciones: Informar y brindar apoyo a las estrategias del sector energético a nivel nacional. Organizar eventos de alto nivel relacionados con el sector energético. Promover la investigación, publicar estudios, informes y artículos técnicos sobre energía relacionados con la producción y la utilización eficiente de energía. Fomentar el diálogo y la colaboración entre sus Miembros para definir propuestas de políticas energéticas. Promover y llevar a cabo reuniones para analizar el mejor aprovechamiento y utilización de los recursos energéticos. Estudiar los recursos energéticos y los medios para la producción de energía en todos sus aspectos. Analizar los problemas relacionados con la utilización de la energía en todas sus aplicaciones. Reunir y difundir la información sobre los recursos energéticos y su utilización, y promover su intercambio con entidades similares en el país y en el extranjero. Colaborar en la organización y participación del sector energético ecuatoriano en los Congresos del Consejo Mundial de Energía. Administrar con autonomía su patrimonio. Para ello podrá realizar los actos y contratos que requiera con el fin de cumplir sus funciones y objetivos. Los valores que le corresponda erogar podrá tomarlos de su patrimonio económico que está conformado por los aportes que reciba del sector y las donaciones voluntarias.

Operar financieramente en cuentas corrientes o de ahorros con instituciones bancarias y corporaciones legalmente autorizadas. Podrá realizar inversiones financieras, tendientes al cumplimiento de los objetivos institucionales. Coordinar y crear Grupos de Trabajo Nacionales y Comités Técnicos para llevar a cabo actividades de interés de “EL COMITÉ” o de sus Miembros. “EL COMITÉ” no realiza actividades de voluntariado de acción social y desarrollo, ni en general trabaja en o con programas de voluntariado.

CAPITULO IV DE LA ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL ARTÍCULO SEXTO: Organización EL COMITÉ estará regido por los siguientes órganos: a) b) c) d)

La Asamblea General. El Directorio. El Director Ejecutivo- Secretario. Comisión de Auditoría Interna.

CAPÍTULO V DE LOS MIEMBROS, SUS DERECHOS Y OBLIGACIONES ARTÍCULO SÉPTIMO: Miembros Pueden integrarse como Miembros de “EL COMITÉ”, las empresas y organismos, tanto de carácter público como privado, así como las Universidades, Escuelas Politécnicas e Institutos Especializados, relacionados con los sectores de gas, petróleo, electricidad, y cualquier otro tipo de energía, que realicen actividades en el territorio ecuatoriano y cuyo ingreso a “EL COMITÉ” fuere aprobado según el presente estatuto. Estas organizaciones pueden vincularse a “EL COMITÉ” bajo alguna de las siguientes clases: Miembros Empresariales y Miembros Adherentes. A) Miembros Empresariales: empresas, instituciones, agencias de regulación y control, operadores y ministerios del sector energético. B) Miembros Adherentes: Pueden vincularse en esta clase las Universidades, Escuelas Politécnicas e Institutos especializados, así como los colegios profesionales, y otros cuyos propósitos tengan vinculación con los objetivos expresados en el Capítulo III.

ESTATUTO

ARTÍCULO OCTAVO: Derechos y Obligaciones Todos los Miembros tienen los siguientes derechos y obligaciones: DERECHOS: Como Miembro de “EL COMITÉ”, automáticamente queda afiliado como miembro del WEC. Acceder a los productos y servicios desarrollados por “EL COMITÉ” y el WEC para sus miembros. Participar activamente, por medio de representantes, en el desarrollo de los proyectos y grupos de trabajo, así como en las reuniones, seminarios y eventos. Participar a través de representantes, con voz y voto en las reuniones de “EL COMITÉ” de acuerdo con lo estipulado en el Artículo 13 del presente estatuto y ser elegidos para integrar sus órganos directivos. Los Miembros Adherentes no podrán participar en los órganos Directivos de “EL COMITÉ”. Gozar de los beneficios que otorga la entidad. OBLIGACIONES Facilitar la información que se requiera para el desarrollo de los productos y servicios de “EL COMITÉ” y del WEC. Cancelar oportunamente las cuotas anuales de membresía y/o extraordinarias aprobadas por “EL COMITÉ” y/o cualquier otra suma de dinero acordada para financiar proyectos especiales en los cuales se compromete a participar. Colaborar para la obtención de los objetivos de “EL COMITÉ”.

CAPÍTULO VI PATRIMONIO Y ADMINISTRACIÓN DE RECURSOS ARTÍCULO NOVENO: Patrimonio El Patrimonio de “EL COMITÉ” está constituido por: Las cuotas que aporten los Miembros. Bienes muebles e inmuebles adquiridos mediante compra o donación. La renta de sus bienes. La venta de sus servicios, únicamente con el fin de mantener la institución, ya que la misma es sin fines de lucro. Los ingresos que se produzcan como consecuencia de eventos, charlas y actividades en general organizadas por la institución. Las donaciones, legados o contribuciones gratuitas que le hagan dentro y fuera del país, y Otros aportes adicionales.

Con el fin de cumplir los objetivos institucionales, los recursos serán administrados en forma profesional, transparente y honorable. ARTÍCULO DÉCIMO: Contribuciones de los Miembros Las cuotas anuales que “EL COMITÉ” debe cancelar al WEC, así como las cuotas para su propio funcionamiento y las contribuciones extraordinarias, serán fijadas por el Directorio. EI Miembro que se atrasare en el pago de las cuotas o contribuciones por un lapso mayor a tres meses, será requerido mediante comunicación escrita, recordándole el pago de la obligación que tiene contraída. Si transcurriere un mes desde el envío de la comunicación y no hubiere regularizado su situación, el Directorio podrá declarar su suspensión. ARTÍCULO DÉCIMO PRIMERO: Ingresos Los ingresos de “EL COMITÉ” están constituidos por las contribuciones de sus Miembros, aportes, donaciones, y de otras fuentes como la autogestión. ARTÍCULO DÉCIMO SEGUNDO: Contribuciones “EL COMITÉ” podrá conseguir contribuciones o donaciones de entidades privadas o públicas o de personas interesadas en el desarrollo de las actividades propias de “EL COMITÉ”. ARTÍCULO DÉCIMO TERCERO: Periodo del ejercicio económico El ejercicio económico empieza el primero de enero de cada año y concluye el 31 de diciembre del mismo año.

CAPITULO VII ORGANISMOS INTERNOS, DURACIÓN EN FUNCIONES, ATRIBUCIONES Y DEBERES ASAMBLEA GENERAL ARTÍCULO DÉCIMO CUARTO: De la constitución La Asamblea General de Miembros es el órgano de gobierno y autoridad máxima de “EL COMITÉ”. Estará constituida por los representantes de los Miembros, legalmente designados para el efecto. Solo podrán votar los representantes de los Miembros que no estén atrasados con el pago de cuotas. Por decisión del Directorio, los Miembros Adherentes podrán ser invitados a la Asamblea, participando con voz y sin voto. La Asamblea la preside el Presidente del Directorio, en caso de impedimento o su ausencia, el Vicepresidente, y en último caso, quien designe la propia Asamblea. El Director Ejecutivo

ESTATUTO ejercerá las funciones de Secretario de la Asamblea General, participando con voz y sin voto. ARTÍCULO DÉCIMO QUINTO: Atribuciones Las atribuciones de la Asamblea General son: Definir la política general de “EL COMITÉ” y supervisar las actividades de sus órganos. Aprobar y reformar el Estatuto, y más resoluciones que regulen la vida institucional de “EL COMITÉ”. Cumplir y hacer cumplir el Estatuto, sus reglamentos y más disposiciones relativas a “EL COMITÉ”. Elegir a los Integrantes del Directorio. Elegir al Director Ejecutivo de entre los candidatos presentados a su consideración, así como posesionar a los integrantes del Directorio. Aprobar el informe de gestión anual, los Estados Financieros y el Dictamen de Auditoria Externa presentada por el Directorio. Aprobar las actas de sus reuniones. Disolver “EL COMITÉ”. Resolver sobre los asuntos que someta a su consideración el Directorio. Tomar las resoluciones concernientes a la suspensión o expulsión de sus Miembros, siempre que exista apelación. Las demás que establezca el presente Estatuto. ARTÍCULO DÉCIMO SEXTO: Convocatorias La Asamblea General será convocada a través de medios electrónicos o por comunicación directa a cada Miembro con 10 días calendario de anticipación a la fecha de la reunión, detallando el lugar, día, hora y el orden del día a ser tratado. La convocatoria será dispuesta por el Presidente, por el Vicepresidente o por el 20% de los Miembros Empresariales, en el caso de que el Presidente o el Vicepresidente no lo hicieran. ARTÍCULO DÉCIMO SÉPTIMO: Quórum de Instalación y Decisorio Las reuniones de la Asamblea, tanto ordinarias como extraordinarias, se celebrarán válidamente con la presencia de más del 50% de los Miembros. Una hora después de la hora fijada en la convocatoria, la Asamblea podrá sesionar con cualquier número de Miembros concurrentes, siempre que no representen un número inferior a un tercio del total de Miembros. Las resoluciones tomadas por la Asamblea en las reuniones ordinarias o extraordinarias se aprobarán por mayoría simple de los Miembros asistentes.

El voto de cada Miembro equivaldrá a uno solo, por lo que el Presidente, el Vicepresidente o quien esté en ejercicio de la Presidencia, será quien dirima en caso de presentarse un empate. Para la aprobación de las reformas del estatuto se requerirá del voto afirmativo de las dos terceras partes de los Miembros presentes en la reunión. ARTÍCULO DÉCIMO OCTAVO: Reuniones Ordinarias de Asamblea La Asamblea General Ordinaria se reúne dentro del primer trimestre de cada año. A más de tratar los asuntos correspondientes al ámbito de sus funciones, la Asamblea resolverá otros asuntos propuestos por el Directorio y temas sugeridos, con un mínimo del diez por ciento de los Miembros. Los representantes podrán solicitar modificaciones o adiciones al orden del día, las cuales se tendrán en cuenta en caso de ser aprobadas por lo menos por la tercera parte de los asistentes. ARTÍCULO DÉCIMO NOVENO: Reuniones Extraordinarias de Asamblea La Asamblea Extraordinaria será convocada por el Presidente, por el Vicepresidente, por petición del Directorio, o cuando lo solicite por lo menos el 20% de los Miembros Empresariales que se encuentren al día en sus obligaciones. En las reuniones extraordinarias no podrán tratarse otros asuntos que los incluidos expresamente en el orden del día. ARTÍCULO VIGÉSIMO: Acta de Asamblea Luego de cada reunión de la Asamblea, se levantará el acta respectiva, la cual deberá ser obligatoriamente suscrita por el Presidente y el Secretario de la Asamblea. DEL DIRECTORIO ARTÍCULO VIGÉSIMO PRIMERO: Dirección EL COMITÉ será dirigido y administrado por el Directorio compuesto por ocho integrantes: el Presidente, el Vicepresidente, y seis Vocales, con igual número de alternos. Adicionalmente, será parte del Directorio, el Director Ejecutivo quien participará con voz pero sin voto. En caso de licencia, renuncia o cualquier otra causa que ocasione la vacancia transitoria o permanente de un integrante principal del Directorio, le sustituirá en forma automática el respectivo alterno. Este reemplazo se efectuará por el tiempo de la vacancia, y como máximo hasta completar el periodo para el cual fue elegido.

ESTATUTO En caso de ausencia definitiva del Presidente, el Vicepresidente se hará cargo de sus funciones por el tiempo que falte para completar el periodo. En ausencia definitiva del Vicepresidente, el Presidente solicitará al Directorio la elección de un nuevo Vicepresidente por el tiempo que faltare para cumplir el período. ARTÍCULO VIGÉSIMO SEGUNDO: Integración Los integrantes del Directorio serán elegidos por la Asamblea General Ordinaria, por mayoría simple. Se elegirán ocho integrantes: cuatro por parte del Sector de Electricidad y Energías Renovables y cuatro por parte del Sector de Recursos Naturales No Renovables. De estos ocho integrantes, el Directorio designará al Presidente y Vicepresidente. La duración del mandato será de dos (2) años pudiendo ser reelegido. La vigencia del Directorio, en cualquier caso se mantiene hasta ser legalmente sustituido. ARTÍCULO VIGÉSIMO TERCERO: Quórum Las reuniones del Directorio, tanto ordinarias como extraordinarias, se celebrarán válidamente con la presencia de al menos 5 (cinco) integrantes con derecho a voto. Media hora después de la fijada en la convocatoria, el Directorio podrá sesionar con un mínimo de 3 (tres) vocales. Para que las reuniones del Directorio sean consideradas válidas deberá contarse siempre con la presencia del Presidente o del Vicepresidente. Las resoluciones tomadas en las reuniones ordinarias y extraordinarias del Directorio se aprobarán con mayoría simple de sus vocales y quien presida la reunión tendrá voto dirimente. ARTÍCULO VIGÉSIMO CUARTO: Reuniones Ordinarias y Extraordinarias El Directorio se reúne en forma ordinaria una vez cada tres meses, en las fechas predeterminadas según el cronograma efectuado por el Presidente. Y además, se reúne en forma extraordinaria cuando el Presidente lo considere necesario o a pedido de por lo menos un tercio de sus integrantes. Tanto las reuniones ordinarias como extraordinarias, serán comunicadas por escrito, con al menos dos días de anticipación, por medio del Director Ejecutivo que cumple las funciones de Secretario, no requiriéndose otra citación para cada reunión. ARTÍCULO VIGÉSIMO QUINTO: Libro de Actas Las decisiones del Directorio constarán en un libro de actas firmado por el Presidente y el Secretario.

ARTÍCULO VIGÉSIMO SEXTO: Cesación de Funciones La función de integrante del Directorio cesa por las siguientes causales: Renuncia. Por inasistencia injustificada a 3 sesiones consecutivas del Directorio. Por otra causa grave, o por no someterse injustificadamente a las decisiones y acuerdos de “EL COMITÉ” o del Directorio. Por fallecimiento, incapacidad o inhabilitación permanente. Por retiro de la empresa o entidad Miembro de “EL COMITÉ”. ARTÍCULO VIGÉSIMO SÉPTIMO: Funciones Corresponde al Directorio: Ejecutar las resoluciones adoptadas por la Asamblea, cumplir y hacer cumplir el estatuto y los reglamentos que se dictaren, interpretándolos en caso de duda, con la condición de dar cuenta de este particular a la Asamblea, en la primera reunión que tenga este órgano luego de ocurrida la interpretación. Supervisar la administración de “EL COMITÉ”. Convocar a las reuniones de la Asamblea a través del Presidente o Vicepresidente Amonestar, suspender o expulsar a los Miembros de acuerdo a lo establecido en este estatuto y sus Reglamentos. Aprobar los organigramas funcional y estructural que reflejen los cargos y las funciones de cada cargo y determinar la escala salarial para los empleados de “EL COMITÉ”. Crear y suprimir los grupos de trabajo y comités técnicos que considere convenientes para el cumplimiento de los fines de “EL COMITÉ” y aprobar por la vía reglamentaria, sus atribuciones, regulando su funcionamiento y designando a sus Miembros en concordancia a las disposiciones del WEC. Aprobar los planes y programas anuales de trabajo. Aprobar las participaciones en las reuniones internacionales del WEC u otros organismos. Autorizar la enajenación, el gravamen o la limitación del dominio de los bienes pertenecientes a la institución. Fijar las contribuciones de los Miembros. Fijar la remuneración del Director Ejecutivo. Aprobar el presupuesto de “EL COMITÉ” para cada ejercicio económico. Presentar a la Asamblea General ordinaria el informe de gestión anual, los estados financieros y el dictamen de auditoria externa. Dictar la normativa reglamentaria, que sea necesaria para el funcionamiento interno y para el cumplimiento de los objetivos que persigue “EL COMITÉ”. Admitir el ingreso de nuevos Miembros. Autorizar la contratación de auditorías externas. Proponer a la Asamblea General la modificación parcial o total de los Estatutos. Todas aquellas otras funciones que específicamente le encomiende la Asamblea.

ESTATUTO

DEL PRESIDENTE ARTÍCULO VIGÉSIMO OCTAVO: Funciones Corresponde al Presidente del Directorio: Disponer la ejecución de las resoluciones de la Asamblea y del Directorio. Citar, según lo establecido en este estatuto a las reuniones de la Asamblea y del Directorio. Votar en las sesiones del Directorio y de la Asamblea. En caso de empate, su voto será dirimente. Suscribir, en conjunto con el Director Ejecutivo, las actas de las reuniones de la Asamblea y del Directorio. Autorizar al Director Ejecutivo los gastos de “El COMITÉ”, en las cuantías que superen las atribuciones de dicho directivo. Presidir las sesiones del Directorio y las reuniones de la Asamblea. Velar por la buena marcha y administración de “EL COMITÉ”, observando y haciendo observar el Estatuto, los Reglamentos y las Resoluciones de la Asamblea y del Directorio. Supervisar y orientar las actividades de la Dirección Ejecutiva. Participar en la elaboración y ejecución de las actividades y plan de trabajo anual de “EL COMITÉ”. Ser el representante de “EL COMITÉ” en las reuniones del Consejo Mundial de Energía. El Presidente será designado por el Directorio de entre sus integrantes, para un período de dos (2) años y podrá ser reelegido. ARTÍCULO VIGÉSIMO NOVENO: Reemplazo del Presidente El Vicepresidente reemplaza al Presidente en todo caso de ausencia transitoria, temporal o definitiva, tendrá derecho a voz y voto, y será elegido por el Directorio de entre sus integrantes, por un período de dos (2) años, pudiendo ser reelegido DEL DIRECTOR EJECUTIVO ARTÍCULO TRIGÉSIMO: Funciones Corresponde al Director Ejecutivo las siguientes funciones y actividades: Ejercer la Representación Legal y judicial de “EL COMITÉ”. Ejercer las funciones de Secretario General de “EL COMITÉ”. Preparar el orden del día de todas las reuniones de la Asamblea y del Directorio, en coordinación con el Presidente. Asistir a las Asambleas y sesiones del Directorio, cumpliendo las funciones de Secretario y redactando las actas respectivas, las que asentará en el libro correspondiente y firmará con el Presidente.

Coordinar las actividades institucionales de “EL COMITÉ” con los Miembros, con la WEC y otras organizaciones afines. Presentar al Directorio el informe anual de los estados financieros de “EL COMITÉ” para ser sometidos a consideración de la Asamblea en la reunión ordinaria. Coordinar y realizar los estudios que se relacionen con el sector energético. Velar por el mantenimiento de bases de datos, comunicaciones, publicaciones y toda clase de documentos relevantes. Autorizar los pagos necesarios de acuerdo al presupuesto aprobado y hasta el límite del porcentaje del presupuesto anual, establecido por el Directorio. Para montos mayores requerirá de la autorización previa del Directorio. Acreditar a los delegados oficiales, designados por el Directorio, a las Reuniones Nacionales de “EL COMITÉ” y Reuniones Internacionales del WEC. Presentar al Directorio un informe anual de actividades. Entregar al Directorio para su aprobación y presentación a la Asamblea el presupuesto económico anual de “EL COMITÉ”. Proponer y llevar a cabo el Programa anual de actividades de “EL COMITÉ”. Dirigir la gestión de los Coordinadores de Grupos de Trabajo y Comités Técnicos. Proponer, diseñar y elaborar los productos y servicios de “EL COMITÉ”. Planear, organizar, publicitar y realizar las reuniones, seminarios y eventos de “EL COMITÉ”. Promover las actividades institucionales de “EL COMITÉ” tanto a nivel nacional como internacional. Organizar el intercambio de información y de documentos con y entre sus Miembros. Publicar y distribuir entre los Miembros la correspondencia de todo género y los documentos emitidos en nombre de “EL COMITÉ”, el Directorio o el Presidente. Promover la difusión de las actividades entre sus afiliados, realizar las publicaciones y organizar su distribución. Manejar los recursos logísticos, humanos y económicos de “EL COMITÉ” buscando su optimización y mejore rendimiento. Llevar el registro de Miembros, ocupándose de todo lo relacionado con el cobro de las contribuciones. Administrar la información contable y dar cuenta del estado económico de la entidad. Solicitar autorización, mediante un informe, para la contratación de la empresa que efectúe anualmente la Auditoria Externa de los estados financieros. Autorizar las certificaciones de los acuerdos de “EL COMITÉ” que sean necesarias. Cumplir las demás funciones que le asignen la Asamblea General y el Directorio. ARTÍCULO TRIGÉSIMO PRIMERO: Periodo de Elección El Director Ejecutivo será elegido por la Asamblea de entre los candidatos presentados a su consideración, para un período de dos (2) años y podrá ser reelegido. El Director Ejecutivo nombrado percibirá por sus servicios una remuneración de acuerdo con lo aprobado por el Directorio.

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CAPITULO VIII INCLUSIÓN, EXCLUSIÓN DE SOCIOS Y SANCIONES ARTÍCULO TRIGÉSIMO SEGUNDO: Ingreso de Miembros Las entidades que deseen ingresar a “EL COMITÉ” deberán solicitarlo por escrito, en comunicación dirigida al Directorio. Su ingreso deberá ser aprobado por el Directorio con el voto favorable de la mitad más uno de sus Miembros. ARTÍCULO TRIGÉSMIO TERCERO: Exclusión de socios Perderá su condición de Miembro quien hubiese sido excluido, por haber dejado de reunir las condiciones requeridas por este Estatuto para serlo, por renuncia aceptada, por cuotas impagas, por expulsión impuesta conforme al Estatuto y los Reglamentos, o por la extinción de la personería jurídica de “EL COMITÉ”. ARTICULO TRIGÉSIMO CUARTO: Sanciones EI Directorio podrá aplicar a los Miembros las siguientes sanciones: b) Amonestación c) Suspensión; y, d) Expulsión. Las causas para la aplicación de estas sanciones estarán determinadas de acuerdo a la gravedad de las circunstancias del caso, entre otras, podrán ser las siguientes: 1) Incumplimiento de las obligaciones impuestas por el Estatuto, Reglamentos, Instructivos o Resoluciones. 2) Ocasionar daño a la organización, provocar desorden en su seno, u observar una conducta que sea perjudicial a los intereses e imagen nacional y/o internacional de “EL COMITÉ” o del WEC. Las sanciones disciplinarias antes citadas serán impuestas por el Directorio con estricta observancia del derecho de defensa. En todos los casos, el Miembro afectado podrá interponer, hasta treinta (30) días después de notificado con la sanción, el recurso de apelación ante la Asamblea, que resolverá la impugnación en última instancia. Los Miembros asumen la responsabilidad por las actuaciones de las personas naturales que designen como sus representantes y acatarán las sanciones impuestas por el Directorio.

CAPÍTULO IX DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN Y CONTROL INTERNO ARTICULO TRIGÉSIMO QUINTO: Comisión de Auditoría Interna La Comisión de Auditoría Interna es el órgano de consulta del Directorio para asegurar un apoyo eficaz con relación al sistema de control interno de “EL COMITÉ” y la gestión de sus administradores. ARTÍCULO TRIGÉSIMO SEXTO: Integración La Comisión de Auditoría Interna estará conformado por tres miembros designados por el Directorio de fuera de su seno, de entre los candidatos presentados por las entidades socias. Al menos uno de los miembros de la Comisión deberá ser profesional en finanzas, tener adecuados conocimientos en auditoría y estar capacitado para poder interpretar estados financieros. ARTÍCULO TRIGÉSIMO SÉPTIMO: Funciones Informarse sobre el adecuado funcionamiento de los sistemas de control interno, entendiéndose como tales, los controles operacionales y financieros establecidos, para dar transparencia a la gestión de la administración y buscar desalentar irregularidades que podrían presentarse en los diferentes niveles de gobierno; Asegurarse de la existencia de sistemas adecuados que garanticen que la información financiera sea fidedigna y oportuna; Velar porque la Auditoría Externa cuente con los recursos necesarios para ejecutar sus labores; Analizar los informes de Auditoría Externa, y poner tales análisis en conocimiento del Directorio; Conocer y analizar las observaciones y recomendaciones de Auditoría Externa sobre las debilidades de control interno, así como las acciones correctivas implementadas por la Dirección Ejecutiva, tendientes a superar tales debilidades; Analizar e informar al Directorio sobre los cambios contables relevantes que afecten a la situación financiera de “EL COMITÉ”; y, Conocer y analizar conflictos de interés que pudieren contrariar principios de control interno e informar al Directorio.

CAPITULO X DE LAS REFORMAS AL ESTATUTO ARTÍCULO TRIGÉSIMO OCTAVO: Reformas al Estatuto Estos Estatutos podrán ser reformados a solicitud del Directorio o, de por lo menos, la mitad más uno de sus Miembros Activos. Para la aprobación de dichas reformas se requerirá del

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voto favorable de las dos terceras partes de los asistentes a la Asamblea General, convocada para tal fin, reunida de manera extraordinaria para este propósito, en dos debates. Las reformas, una vez aprobadas sobre la base de este procedimiento, serán presentadas en el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable.

CAPITULO XI DE LA DISOLUCIÓN ARTÍCULO TRIGÉSIMO NOVENO: Disolución y Liquidación “EI COMITÉ” podrá disolverse en los siguientes casos: Por cumplimiento del plazo, si la Asamblea General no concuerda su prórroga en la forma prevista en este Estatuto; Por decisión de la Asamblea convocada para el efecto, con la aprobación mínima de las dos terceras partes de los Miembros; y, Por causas establecidas en la Legislación Ecuatoriana. ARTÍCULO CUADRAGÉSIMO: Destino de Bienes y Propiedades Producida la disolución y una vez cubiertas las obligaciones sociales, los bienes y fondos de “EL COMITÉ”, se destinarán a propiedad del Estado Ecuatoriano. Un Liquidador designado por la Asamblea, impartirá normas y establecerá procedimientos que permitan regular el proceso de disolución y liquidación.

CAPÍTULO XII DEL RÉGIMEN DE SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS ARTÍCULO CUADRAGÉSIMO PRIMERO: Instancias Las controversias que se susciten por la aplicación de este estatuto y los reglamentos internos, o aquellas que se originaren en la relación entre entidades socias, entre los representantes legales de éstas con sus pares o entre tales representantes y los funcionarios de administración y gobierno del Comité serán resueltas por el Directorio en primera instancia. Las decisiones del Directorio podrán ser apeladas ante la Asamblea, cuya resolución será definitiva.

CAPÍTULO XIII: DISPOSICIONES GENERALES PRIMERA: Toda cuestión no prevista por este Estatuto o por las reglamentaciones que se dictaren de conformidad al mismo, será resuelta por el Directorio, con obligación de dar cuenta de ello en la primera reunión de la Asamblea que se realice. Eventualmente, “EL COMITÉ”, a través de su Directorio, podrá crear un grupo asesor para que brinde asesoramiento puntual a la Asamblea o al Directorio, en temas relacionados con su actividad.

CAPÍTULO XIV DISPOSICIÓN TRANSITORIA PRIMERA: Hasta que se reúna la Asamblea, las funciones de Presidente del Directorio las ejercerá el Ministro de Electricidad y Energía Renovable y las de Director Ejecutivo las ejercerá el Director Ejecutivo de ECUACIER. El presente estatuto regirá inmediatamente a partir de su aprobación por parte del Ministerio correspondiente.

CAPITULO XV DISPOSICIONES FINALES Son socios de EL COMITÉ, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, Corporación Nacional de Electricidad CNEL - EP, Petroecuador EP, Petroamazonas EP, la Agencia de Regulación y Control, el Operador Nacional de Electricidad, las empresas filiales, subsidiarias, regionales, sucursales, agencias, unidades de negocio o secretarías del Sector Eléctrico y del Sector de Recursos Naturales No Renovables. Razón de aprobación: El presente Estatuto fue aprobado por la Asamblea de Socios realizada en Quito, el 13 de Abril de 2016.

Dr. Esteban Albornoz Vintimilla PRESIDENTE

Ing. Hernán Verdugo Crespo DIRECTOR EJECUTIVO