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ISSN 2477 - 9091

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

Ing. Hernรกn Verdugo Crespo Director Ejecutivo ECUACIER

l 2020 ha sido con toda seguridad un año muy difícil en todos los campos, tanto en lo personal, familiar, empresarial y gubernamental, ya que ha cambiado de forma inesperada la dirección del mundo; el ECUACIER no ha estado exento de los golpes que significó la pandemia y que siguen presentes en el quehacer diario. Ante las adversidades de todo tipo es necesario ser resilientes para tratar de volver a su relativa normalidad, luego de producido el hecho que nos sacó del carril de actividades cotidianas o recurrentes. Gracias a la trayectoria que tiene el ECUACIER, junto con nuestro equipo de colaboradores; luego de haber transitado por la vida institucional por más de 50 años, se ha logrado cambiar de rumbo la ejecución de las actividades principales que están relacionadas a la integración del sector eléctrico de nuestro país y también con los demás comités del ámbito latinoamericano, este brazo de la integración que nosotros atizamos, se refiere a la capacitación de los trabajadores de nuestras empresas socias. Para fortalecer nuestra presencia, implementamos un sistema sostenido de capacitaciones virtuales que hemos mantenido durante todos los meses de la pandemia; uno o dos cursos por semana, llegando a ejecutar 55 talleres con 565 horas de instrucción cada uno y con la participación de 22.665 personas. La acogida de los mismos ha sido satisfactoria ya que en las encuestas realizadas, el 75% de los participantes califica a los cursos como excelente y el 25% restante, muy bueno. Es importante recalcar que estos cursos impartidos han sido sin costo alguno para nuestros socios, reciprocando así, la cooperación y apoyo que hemos recibido de ellos a lo largo de la trayectoria de servicio del ECUACIER. Cabe también mencionar que el sector eléctrico en general ha tenido una resiliencia muy fuerte, logrando así mantener un servicio vital como es el eléctrico, sin tener complicaciones. Este tema es digno de felicitar a cada

editorial uno de los ejecutivos y trabajadores de las diferentes empresas de generación, distribución - comercialización, transmisión y a los organismos de control y de administración del sistema eléctrico, bajo la dirección cercana del Viceministro de Electricidad y las políticas implementadas por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales y No Renovables. La tarea que nos queda pendiente a cada uno de los ecuatorianos y a todo el mundo en general, está relacionada con lo que debemos hacer para mantenernos activos en esta nueva normalidad, ya que como se menciona en los estudios conocidos por todos, este virus vino para quedarse. Por lo tanto debemos aceptar esta situación y adaptar nuestras acciones a esta nueva normalidad. En lo relacionado con el ECUACIER, esperamos seguir trabajando con las herramientas que tenemos, a fin de mantener cerca a nuestros socios y a la comunidad latinoamericana en nuestro campo de acción, mediante cursos y capacitaciones virtuales, sin dejar de lado la imperiosa necesidad de los cursos y eventos presenciales cuando las condiciones sanitarias así lo permitan; sabiendo que la mayor y mejor integración que tenemos en la sociedad es en donde se comparten las experiencias y la convivencia con los compañeros del sector eléctrico en forma presencial como en el tan extrañado ”Seminario Nacional del Sector Eléctrico” que este año no fue posible realizarlo y que correspondía a la XXXV edición. Estando próximos a culminar este año, que ha sido muy diferente a todos los que hemos vivido durante varias generaciones, quiero manifestar mis mejores deseos y sobretodo recordar que tengamos fe en el futuro y pongamos el mayor empeño en recuperar la salud, el trabajo y la economía que tanto se ha deteriorado en todos los espacios.

índice 08 Entrevista al Mgs. Hernando Merchán Manzano Viceministro de Electricidad y Energía Renovable

12 Artículo Sistematización del proceso de diseño del perfil hidráulico de un rodete pelton

17 Artículo Diagnóstico de descargas parciales con análisis de secuencia de pulsos

22 Conferencia Gerentes 2020 “Lineamientos para el desarrollo del Sector Eéctrico Ecuatoriano”

28 Congreso Seguridad y Salud Ocupacional 2020

30 Reportaje Electrolineras Empresa Eléctrica Quito

36 Artículo Programación dinámica aplicada al sistema de propulsión de un VEH

41 Artículo Flexibilidad en sistemas eléctricos de potencia

46 ENCUENTRE LAS NOTICIAS MÁS RELEVANTES DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO

47 Entrevista al Mgs. Gonzalo Uquillas Vallejo Gerente General CELEC EP

52 Artículo Gestión sustentable sistemas fotovoltaicos

57 Artículo El Sector Eléctrico Ecuatoriano pilar fundamental en momentos de crisis

60 Transición cursos presenciales a virtuales ECUACIER

62 Listado cursos ECUACIER 2020

64 Trayectoria ECUACIER, CIER, EEASA

69 Evento SICESD 2020

70 Cursos CIER 2021

74 Consejo Mundial de Energía

79 Estructura ECUACIER

80 Socios ECUACIER

82 ECUACIER LES DESEA FELICES FIESTAS Y UN PRÓSPERO 2021

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entrevista Mgs. Hernando Merchán Manzano Viceministro de Electricidad y Energía Renovable MERNNR Fuente: Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables

¿Cuál es su evaluación del estado actual En este contexto, sus objetivos se concentran en la del Sector Eléctrico Ecuatoriano, y cuál es su participación de inversión privada: nacional y extranjera; el aprovechamiento óptimo de sus abundantes recursos proyección? El Sector Eléctrico Ecuatoriano atraviesa por uno de sus mejores momentos, está logrando el aprovechamiento óptimo de los recursos naturales, la diversificación de las fuentes de energía y el incremento de la oferta energética; la autosuficiencia en la producción de la energía eléctrica y la no dependencia de las interconexiones internacionales para satisfacer la demanda eléctrica del país. A esto se agrega una apropiada reserva de energía para asegurar el abastecimiento; fortalecer y modernizar los sistemas de transmisión y de distribución; instaurar la eficiencia energética, el desarrollo, el uso de prácticas y tecnologías ambientalmente limpias. En cuanto a su proyección sobre la base de los logros que se vienen alcanzando; quedan muchos retos por superar, en un sector dinámico y en permanente crecimiento, que se ha vuelto indispensable para el desarrollo integral del país y que requiere grandes inversiones con énfasis en la modernización y en la automatización de sus proceso en sus diferentes etapas funcionales: generación, transmisión, distribución, comercialización y alumbrado público.

naturales, renovables, no convencionales; la eficiencia energética en todos los ámbitos; particularmente en el transporte, la movilidad eléctrica, la generación distribuida, la medición y las redes inteligentes, entre los aspectos principales. Todo esto en función del cumplimiento de las expresas disposiciones constitucionales y legales relacionadas con la obligación de entregar un servicio eléctrico seguro, confiable, de calidad y al menor costo posible.

¿Cuáles considera que han sido los hitos que han marcado la historia del Sector Eléctrico Ecuatoriano? Haciendo una rápida retrospectiva, los hitos que han marcado al Sector Eléctrico Ecuatoriano a mi criterio, fueron los siguientes: El inicio de la generación eléctrica como servicio público en el Ecuador, en la ciudad de Loja, con la creación de la Sociedad Sur Eléctrica en el año 1987; La promulgación de la Ley Básica de Electrificación y

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la creación del Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) en 1961; La emisión del primer Plan Nacional de Electrificación del Ecuador en 1966; La promulgación de la nueva Ley Básica de Electrificación y la creación del Fondo Nacional de Electrificación en 1973; La estructuración del Sistema Nacional Interconectado (SNI), con la incorporación de centrales de generación hidráulicas y térmicas, de mediana y de gran capacidad; La construcción del Sistema Nacional de Transmisión (SNT), con sus líneas y subestación de alto voltaje en los 70; · La conformación de las empresas eléctricas regionales en la década de los 70; · La puesta en operación de las fases A y B de la Central Molino; y, la primera interconexión eléctrica nacional, en servicio de la línea de transmisión Paute, Milagro, Pascuales, Quevedo, Santo Domingo y Santa Rosa en 230 kV, que permitió llevar la energía eléctrica producida en la central Paute, a las empresas eléctricas regionales conectadas al Sistema Nacional Interconectado a esa época; · La entrada en vigencia de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico en 1996; · La Ley Reformatoria a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico en 2006; · El Mandato Constituyente 15 en el año 2008; · La vigencia de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica en 2015; · La entrada en operación de la central hidroeléctrica más grande del país, Coca Codo Sinclair de 1500 MW; y, · La entrada en operación de la primera línea de transmisión de Extra Alto Voltaje, de 500 kV en el año 2016.

¿Considera que es inminente el cambio de la Matriz Energética del Ecuador? El cambio de la matríz energética en el Ecuador es un imperativo, que deberá ser integral en todos los ámbitos del sector energético; particularmente, en el hidrocarburífero, ya que los logros obtenidos con respecto a esto, evidencia que el país si tiene la capacidad y los recursos, naturales y humanos para enfrentar este tipo de cambios. Es así que en el sector eléctrico, en épocas pasadas, para satisfacer la demanda nacional

tenía: hasta un 50% de generación térmica; un 40% de generación hidroeléctrica; y, un 10% de importación de electricidad de los países vecinos. Hemos logrado satisfacer la demanda, con energía eléctrica proveniente en más de un 90% de fuentes naturales renovables hidroeléctricas y no convencionales; y, con menos de un 10% de generación termoeléctrica y derivados del petróleo de producción nacional, sin depender de la importación de la energía eléctrica de los países vecinos; y, convirtiéndonos en algunos períodos en exportadores de electricidad.

En cuanto a la fusión de Ministerios, Electricidad, Minería e Hidrocarburos; ¿Cuáles han sido los beneficios de esta reforma de gobierno, al regresar al estatus de los años 90? Siendo un proceso recientemente implantado, en etapa de estructuración; aún no se consolidan todos los objetivos que motivaron esta fusión. Sin embargo, es evidente que se ha logrado la reducción del tamaño del estado, el aprovechamiento eficiente de la infraestructura institucional, las fortalezas laborales y las capacidades administrativas, técnicas, etc., a más de la coordinación cercana y el mejor entendimiento de estos tres sectores energéticos del país.

¿Cuál es su visión sobre la inversión extranjera, y sobre el rol del Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables en la economía nacional y desarrollo del país? El sector eléctrico tiene el atributo de ser siempre creciente; por cuanto debe satisfacer el aumento de la demanda de potencia y de energía eléctrica que requiere el desarrollo integral del país. Por lo tanto se requiere inversiones intensivas; que no pueden ser financiadas directamente por el estado; lo cual hace necesaria la inversión privada, nacional y extranjera. En este contexto, el gobierno nacional ha establecido como política, el incentivar la inversión privada en el sector eléctrico; particularmente en la etapa de generación de energía; mediante procesos públicos de selección para el desarrollo de proyectos. La transparencia y las reglas claras del juego para fomentar la competitividad, derivan en la seguridad jurídica imprescindible en la imagen del

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entrevista

país a nivel internacional. Esta modalidad conduce a niveles de precios que, garantizando una adecuada rentabilidad para los inversionistas; procuran el mayor beneficio para los usuarios de este servicio público. Tradicionalmente; y hoy, con mayor razón, el rol del Ministerio de Energía, ha sido, es y será un pilar fundamental para contribuir con la economía nacional y con el desarrollo integral del país. Sin energía, no hay país que sustente su economía y desarrollo.

¿Cuál es su opinión sobre la Eficiencia Energética en el Ecuador y cuáles serían los procedimientos que podríamos replicar de otros países líderes en este tema? La eficiencia energética en el Ecuador, es un pilar fundamental que debemos instaurar, desarrollar y profundizar. El ejemplo de otros países líderes en este tema, debe servirnos para identificar los errores cometidos y no replicarlos; y, para emular los ejemplos exitosos pero siempre considerando el contexto y la realidad nacional en todos los aspectos: técnico, económico, legal, social, ambiental y psicosocial. En estos ámbitos no es apropiado, ni admisible, replicar, a manera de “copia y pega” de cualquier procedimiento por más exitosos que haya sido; sin antes no haber evaluado su aplicabilidad a la realidad nacional. Adicionalmente debemos hacer uso de las capacidades, conocimientos y experiencias de nuestros propios conciudadanos.

Eléctrica Regional.

En sus más de 50 años de vida, el Comité ha registrado significativos aportes para el Sector Eléctrico Ecuatoriano, en los diferentes ámbitos vinculados con sus objetivos específicos, entre los que merecen resaltarse los siguientes: · La coordinación de la participación de un total de 50 integrantes del Comité Ecuatoriano de la CIER, que representan a las empresas eléctricas, a las unidades de negocio y organismos oficiales del sector eléctrico, miembros asociados relacionados con los colegios de ingenieros eléctricos y electrónicos, universidades y politécnicas del país; · La publicación de la revista Interconexiones, que sirve como vehículo para la divulgación de las actividades del ECUACIER y las de sus entidades vinculadas; mediante la publicación de artículos técnicos y trabajos de investigación nacional; · La colaboración en la formación y capacitación del personal en todos los niveles, mediante la realización de congresos, seminarios, talleres y cursos presenciales; y, 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; · 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 ha llegado a la edición XXXIV; y que, año a año, han motivado mayor interés y participación de autores de trabajos técnicos; y el incremento de la presencia de asistentes y expositores.

La Comisión de Integración Energética Regional, CIER y ECUACIER, dentro de sus objetivos, promueven la integración entre países y la creación de vínculos entre empresas u organismos del sector eléctrico nacional y regional. ¿Cuál considera usted que debe ser el ¿Cuál es su opinión sobre la capacitación en rol principal de esta organización como aporte las empresas, organismos e instituciones, y su al país? aporte en el desempeño del sector eléctrico?; Considerando que en nuestra área de trabajo El rol principal de la CIER y del ECUACIER debe ser el hay que prestar especial atención a la formación de mantener la trayectoria de prestigio que ha tenido técnica. ¿Cree necesario tener un centro de desde 1969, año en que se formó el Comité Ecuatoriano capacitación como en las décadas pasadas? de la Comisión de Integración Eléctrica Regional; como una organización de apoyo al sector eléctrico del país y como contraparte de la Comisión de Integración

La capacitación en el sector eléctrico es de gran importancia, tanto por la propia dinámica del sector

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como también por el avance vertiginoso de la ciencia, de la tecnología y de las facilidades informáticas; y telecomunicaciones. Mediante los cursos de capacitación y actualización, quienes hacemos el sector eléctrico y energético en general, estaremos con mayores capacidades para aportar, desde cada uno de nuestros ámbitos de acción, en desarrollo integral del país. Personalmente considero altamente necesario el tener un centro de capacitación específico para el sector eléctrico; que aborde los diferentes niveles de formación y de conocimientos; y que permita cubrir todos los ámbitos y las especializaciones que el sector requiere. La experiencia exitosa que tuvo el INECEL, en el ámbito de la capacitación, debería ser un referente para plasmar en realidad, la creación de un centro de capacitación a nivel nacional.

¿Cuáles son las expectativas que tiene del ECUACIER en cuánto a la oferta de capacitaciones? Considerando las experiencias resultantes de la pandemia, creo que la modalidad virtual de capacitación viene a ser la “alternativa” de los años que vienen; y, por tanto, mantengo mis más altas expectativas del rol que debe desempeñar y que desempeñará el ECUACIER en este ámbito. Aprovechando las ventajas que ofrecen las actuales tecnologías de la información y de las telecomunicaciones; considero que la capacitación será más intensiva, dinámica, de mayor alcance, menos selectiva y más accesible.

Su mensaje para quienes forman parte del Sector Eléctrico Ecuatoriano Aprovecho la oportunidad para hacer llegar a todos y cada uno de quienes integran la familia del ECUACIER un fraterno y respetuoso saludo institucional y personal; y, mi cálida felicitación, por su trayectoria de más de 50 años de logros; al tiempo de trasmitirles los augurios de éxito y prosperidad en el orden personal, familiar e institucional. No debo dejar pasar esta oportunidad, sin hacer mención a la encuesta regional de satisfacción de clientes 2020; y, dentro de este contexto, al premio CIER, que constituye un reconocimiento público y social para el índice de satisfacción del cliente con la calidad percibida (ISCAL), que mide áreas y atributos de calidad tales como: suministro de energía sin interrupciones o variaciones; información y comunicación con el cliente; calidad de las facturas de energía, atención al cliente e imagen de la empresa. Es así que el pasado 03 de diciembre del presente año, la CIER determinó que la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. – EEASA, se ha hecho acreedora como una de las empresas vencedoras de dicho premio en la categoría oro, obteniendo el primer lugar; y la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A. CENTROSUR, se le otorgó mención Especial a la Mayor Evolución. Para todos quienes hacen parte de estas fraternas empresas, integrantes del Sector Eléctrico Ecuatoriano, mi reconocimiento, mi fraterno saludo y mis felicitaciones, por el logro alcanzado.

En este contexto, considero también que una de las opciones que deberían implementarse, además de la que se ha venido manteniendo en el ámbito de la CIER y del ECUACIER, durante la pandemia; será la de mantener los cursos accesibles, es decir, sin horario específico; dejando a la disponibilidad de los interesados el horario de acceso a dichos cursos. De esta forma se enmendaría una situación que ha limitado la participación de los profesionales de nuestro sector, que por cumplir con su obligación de teletrabajo, no pudieron aprovechar de las oportunidades de capacitación que brindó el ECUACIER.

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SISTEMATIZACIÓN DEL PROCESO DE DISEÑO DEL PERFIL HIDRÁULICO DE UN RODETE PELTON Ing. Carlos Guerra, M.Eng. Jefe de Ingeniería de Recuperación, Diseño y Optimización CIRTT CELEC EP - HIDROAGOYÁN Ing. Julia Stellner, MSc. Ingeniería de Recuperación, Diseño y Optimización CIRTT CELEC EP - HIDROAGOYÁN

Presentación del tema

no de los objetivos del Centro de Investigación y Recuperación de Turbinas y Partes Industriales (CIRT) de la Unidad de Negocio Hidroagoyán, es la reparación y reconstrucción de turbinas y otras piezas que forman parte de una central hidroeléctrica. La meta es remediar los defectos y desgastes ocasionados durante la operación y llevar los componentes a su estado nominal, o bien mejorar el perfil hidráulico para obtener un funcionamiento adecuado con menos fallas. Los rodetes recuperados del CIRT llegan de todas partes del país, en muchos de los casos sin planos dimensionales y debido a la complejidad propia de su perfil hidráulico no se puede plasmar en un documento 2D, tal caso requiere el proceso de una ingeniería inversa para automatizar, simplificar y reducir el tiempo del proceso de diseño, para lo cual, un programa para la sistematización del diseño fue desarrollado, y sirve de ayuda en el proceso de la ingeniería inversa, como en el rediseño de rodetes fallidos.

Características generales Al CIRT llegan turbinas de diferentes centrales de todo el Ecuador que se pueden clasificar por los tipos Kaplan, Francis y Pelton. Los mencionados tipos de turbinas constituyen una tecnología relativamente antigua. Francis es la primera turbina desarrollada en 1849, por el ingeniero estadounidense James B. esta turbina hoy en día presenta una madurez tecnológica y un estudio del funcionamiento suficientemente entendido. Por otro lado la turbina Kaplan fue una evolución técnica de Francis; el ingeniero austríaco Viktor Kaplan patentó esta tecnología en el año 1913. Como el funcionamiento de la turbina Francis, el de

Kaplan se encuentra a un nivel de investigación alto y suficientemente entendido. La turbina Pelton, a pesar de ser una tecnología relativamente antigua desarrollada por el ingeniero estadounidense Lester Pelton en el año 1879, tiene un estado de investigación y comprensión del funcionamiento comparativamente bajo. Durante años el desarrollo de la turbina Pelton continuó y logró mejorar su funcionamiento, siendo una de las turbinas hidráulicas más eficientes hoy en día (Menny, 2006). Sin embargo, la comprensión más profunda de los mecanismos de flujo durante la interacción del chorro con el cangilón todavía no se ha logrado, ya que se trata de un flujo complejo, debido a pérdidas de presión, flujos secundarios, chorros, superficies libres, formación de pulverizados, pérdidas de ventilación, inestabilidades e interacciones complejas entre otros componentes (Zidonis & Aggidis, 2015). Por causa de las complejidades aludidas se realizan simulaciones con Dinámica de Fluidos Computacionales (CFD por sus siglas en inglés), sin embargo estas presentan dificultades tecnológicas y en algunos casos imprecisiones. Es por ello, que hoy en día, aún se realizan estudios acerca de la tecnología Pelton en un banco de pruebas, que produce un alto costo y un tiempo de ensayos y estudios prolongado (Aggidis & Zidonis, 2014). Este trabajo aporta a la solución de la dificultad de la simulación de los cangilones, al presentar la implementación de un programa el cual genera perfiles hidráulicos de cangilones Pelton, con características deseadas de manera automática, cuya ventaja principal es la creación de modelos simples y modificables de forma rápida para su uso en pruebas de flujo en CFD, con los cuales la obtención de resultados de la idoneidad del perfil y las dimensiones del cangilón es lograda.

Desarrollo Para el proceso de desarrollo, se realizan los siguientes

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pasos en la obtención del programa automatizado. 1. Creación de modelos simplificados a través de secciones con distancias especificas Un cangilón tipo Pelton tiene la característica de estar compuesto de dos cucharas idénticas divididas por una cresta afilada. Haciendo uso de esa simetría, solamente la mitad del cangilón es distinguido por la superficie interior y exterior; y está modelada en Solidworks®. Los perfiles del cangilón de la Central Hidroeléctrica Pucará se usaron como modelo de referencia. Cada superficie está dividida en secciones con distancias específicas entre ellas, formadas de puntos de control. Debido al menor nivel de complejidad y mejor comportamiento del modelo, la creación de secciones se realiza en modo transversal. La distancia entre las secciones depende de la dificultad de modelar la superficie en el área específica.

(a) Superficie interior

(b) Superficie exterior Figura 2: comparación de los modelos simplificados con los originales Fuente: Autor.

(b) Superficie exterior Figura 1: Obtención de modelos simplificados de ambas superficies. En las áreas críticas tiene lugar un refinamiento de las secciones Fuente: Autor

2. Comparación y validación de los modelos simplificados con el original La validación de las discrepancias entre el modelo simplificado y el original, se logra a través del software “GOM Inspect”. El software sirve para comparar superficies y visualizar las desviaciones geométricas.

La Figura 2 muestra los resultados de la comparación. El color verde significa. ningún tipo de diferencia entre el original y el modelo, los colores rojos expresan una diferencia positiva y los colores azules una diferencia negativa. Los modelos simplificados como todos modelos tienen discrepancias, que sin embargo, se encuentran a un nivel mínimo y puntual. Por lo tanto, tienen un nivel de desviación aceptable. 3. Implementación de ecuaciones según reglas generales Para la generación automática de modelos con características o parámetros deseados, es necesario la implementación de las ecuaciones desarrolladas por la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología, a todos los puntos de control anteriormente creados

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en Solidworks®, éstos son importados a una base en Microsoft® Excel, donde se da lugar a la implementación de las ecuaciones. Para la obtención de dimensiones básicas como el largo, el ancho y la profundidad, la Universidad se basa en reglas generales usando el diámetro del chorro lo cual se obtiene de la siguiente fórmula:

Las siguientes fórmulas representan las reglas generales para la obtención del largo (L), ancho (B) y la profundidad (D) del cangilón:

exterior.

Resultados Con este programa los perfiles hidráulicos de las superficies interiores y exteriores pueden ser generados a base de los parámetros (caudal, altura y cantidad de inyectores) deseados. Debido a su diseño en a base de los perfiles de la central Pucará, una validación de la compatibilidad de los perfiles generados con el original es necesario para otras centrales. Pucará tiene la característica de ser una central de tamaño mediano, con un diámetro del rodete de 2179 mm. Para la comparación y validación del funcionamiento del programa se elige la turbina de las centrales hidroeléctricas Alazán y Delsitanisagua. La tabla siguiente muestra los parámetros característicos de Pucará y las dimensiones básicas de los cangilones.

Tabla 1: Parámetros y dimensiones de los cangilones de la central Pucará

Según los parámetros conocidos de la central Alazán y Delsitanisagua, una generación automática de perfiles hidráulicos puede tener lugar. Los parámetros y resultados de la generación están enumerados en la tabla 2 y 3. La fórmula aludida para la obtención del ancho del cangilón aplica para una turbina almacenada por seis inyectores. Para una turbina con un solo inyector, el parámetro constante se cambia a 3.1 para dos o tres inyectores a 3.2 y para cuatro o cinco inyectores a 3.3. Las ecuaciones mencionadas se aplican a los puntos de control anteriormente importado a la hoja de cálculo, para crear los perfiles hidráulicos con parámetros variables. 4. Interacción entre la hoja de cálculo y Solidworks® – creación de los modelos como superficies Para hacer uso de los perfiles, los puntos de control automáticamente generados en la hoja de cálculo tienen que exportarse a Solidworks®. Esta transferencia se logra con una macro en Visual Basics (VBA), lo cual funciona de modo automático. Teniendo los puntos de control importado al software de diseño, una segunda macro desarrollada dentro de la interfaz del mismo software, crea curvas conectando los puntos de control y superficie de nuevo hacía las curvas. Ingresando los parámetros deseados el programa genera un modelo para la superficie interior y un segundo para la superficie

Tabla 2: Parámetros y dimensiones originales y generados de los cangilones de la central Alazán

Tabla 3: Parámetros y dimensiones originales y generadas de los cangilones de la central Delsitanisagua

Ambos modelos muestran discrepancias en un rango de varios milímetros, hasta unos pocos centímetros entre el modelo y el original. Sobre todo en el cálculo del largo del cangilón, el programa sobredimensiona las superficies interiores y subdimensiona las superficies exteriores. Las

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discrepancias del ancho son más pequeñas y más aceptables. En general las desviaciones absolutas y porcentuales del cangilón de Delsitanisagua son más pequeñas y muestra mejores resultados.

(b) Delsitanisagua Figura 3: Superficies interiores de Alazán y Delsitanisagua en comparación con el modelo Fuente: Autor

La Figura 3 expone los resultados de la comparación virtual de las superficies interiores del cangilón original con el modelo generado. A una escala de desviaciones de +10mm a -10mm, el modelo generado a base de los parámetros de la central Alazán presenta buenos resultados en cuanto al cuerpo principal de la cuchara, es decir profundidad y ancho cercana al modelo nominal actualmente en funcionamiento. Mientras que el modelo generado para Delsitanisagua, presenta un mejor comportamiento en la generación de la geometría en el área de la escotadura y en la raíz del cangilón.

(a) Alazán

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Referencias bibliográficas · Aggidis, G. A., & Zidonis, A. (2014). Hydro turbine prototype testing and generation of performance curves: Fully automated approach, edición 71. Renewable Energy, 433–441. · Menny, K. (2006). Strömungsmaschinen: Hydraulische und thermische Kraft- und Arbeitsmaschinen. Wiesbaden: Teubner, edición 5, ISBN 978-3-519-46317-7. · Norwegian University of Science and Technology. (14/01/2020). Design of Pelton Turbines. http://www. ivt.ntnu.no/ept/fag/tep4195/innhold/ Forelesninger/ forelesninger%202006/5%20-%20Pelton%20Turbine.pdf. (b) Delsitanisagua Figura 4: Superficies exteriores de Alazán y Delsitanisagua en comparación con el modelo Fuente: Autor.

La Figura 4 presenta los resultados de la comparación virtual para la superficie exterior. Ambos modelos muestran diferencias más grandes que las superficies interiores en los puntos de interés como escotadura posterior y zonas laterales paralelas al ángulo de salida, existen desacuerdos positivos y negativos. Para esta comparación específica, el modelo de Delsitanisagua presenta un comportamiento mejor con un nivel de desviación más pequeño.

Conclusiones El programa desarrollado presenta la posibilidad de una generación y obtención rápida de perfiles hidráulicos para rodetes Pelton. Como el programa se basa en perfiles de la central Pucará, los resultados de los modelos obtenidos se aplican para turbinas con parámetros similares. La generación de perfiles pequeños (como el Delsitanisagua), aporta mejores resultados y comportamientos que el de las turbinas más grandes. Los resultados de las superficies interiores son aceptables mientras los de las superficies exteriores presentan un nivel de fallas y desviaciones más grandes.

Recomendaciones Para obtener mejores resultados, este programa que aún se encuentra en desarrollo, debería basarse en una cantidad de perfiles más amplia para tener una selección de perfiles similares al deseado.

· Zidonis, A., & Aggidis, G. A. (2015). State of the art in numerical modelling of Pelton turbines. Renewable and Sustainable Energy Reviews, edición 45, 135–144.

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DIAGNÓSTICO DE DESCARGAS PARCIALES CON ANÁLISIS DE SECUENCIA DE PULSOS (PSA) Ing. Edwin Solís Supervisor de Mantenimiento Eléctrico CELEC EP - COCA CODO SINCLAIR Ing. María Belén Cevallos, MSc. Supervisora de Mantenimiento Electrónico CELEC EP – TERMOMANABÍ

Presentación del tema

l análisis de descargas parciales (DP), es una herramienta para monitorear la degradación del aislamiento en equipos eléctricos. El reconocimiento de patrones y la clasificación de DP normalmente se obtienen procesando los datos de manera estadística, esta información puede ser utilizada para crear una huella digital de un defecto que causa la actividad de DP. La alternativa planteada en este trabajo considera que los eventos de DP no son procesos estocásticos, sino una serie en el tiempo donde existen fuertes relaciones entre eventos consecutivos.

Características generales Los métodos de análisis estándar acumulan datos de DP durante un tiempo definido. Para el caso del sistema de monitoreo de DP HydroTrac II, utilizado en los generadores de la Central Coca Codo Sinclair (CCS), se define un ciclo de voltaje y se apilan datos entre 0 y 360°, sin tomar en cuenta la relación entre los pulsos a lo largo del tiempo de medición definido. Los parámetros de interés en este tipo de análisis son: altura de pulso y voltaje combinado con el ángulo de fase de ocurrencia. Para implementar un análisis de secuencia de pulsos (PSA) basado en datos históricos, se considera que, estos están relacionados y afectan a las condiciones de ignición para los pulsos que se generan en el área cercana. Al analizar este comportamiento se entiende mejor el fenómeno físico y revela información que permite caracterizarlo. La aplicación del software de análisis de datos de DP históricos propuestos, se hace fuera de línea y pretende obtener las características de los procesos de DP que

ocurren en los generadores, tomando en cuenta las relaciones entre pulsos consecutivos.

Desarrollo En grandes máquinas rotativas, la segunda causa de falla más común se debe a la degradación del aislamiento del estator; un parámetro confiable para evaluar su condición es la medición de DP (Omicron Energy, s. f.). Las descargas parciales son fallas localizadas de una pequeña porción del aislamiento de un equipo que opera con altos voltajes, esta puede causar daños irreversibles a los sistemas (Wu et al., 2015)(Omicron Energy, 2010). Las DP ocurren cuando el campo eléctrico local excede las condiciones de diseño del aislamiento (Lai, Phung, & Blackburn, 2010), y son consecuencia de: - Alta intensidad de campo eléctrico. - Sobrecalentamiento. - Defectos en aislamiento. (Figura 1) - Delaminaciones. - Abrasión. - Ciclos de carga. - Estrés mecánico. - Arborización eléctrica.

Figura 1. Defecto en aislamiento en barra de estator

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Medición de descargas parciales Mayoritariamente el fenómeno de DP es el estado preliminar a una falla total del aislamiento, por consiguiente, los activos de alto voltaje deben analizarse en busca de DP (Sahoo, Salama, & Bartnikas, 2005). La detección del mismo consiste en filtrar de la señal de voltaje, los pulsos de alta frecuencia que se generan en el devanado, eliminando la influencia de fuentes externas de pulsos de alta frecuencia. Los parámetros que permiten caracterizar los pulsos originados en el devanado son: magnitud, cantidad, polaridad y posición (Chou & Chen, 2018). La medición de DP se puede ejecutar fuera de línea, energizando de manera sucesiva cada fase con una fuente de voltaje o en línea usando sensores permanentes. El sistema HydroTrac II utiliza acopladores capacitivos de 80pF (Figura 2), al estar ubicados en los terminales de los devanados permiten la detección de la mayor cantidad de actividad de DP que depende del voltaje aplicado. Los acopladores se conectan por cables coaxiales hacia las cajas de terminaciones, en donde se conecta al sistema de adquisición y procesamiento de datos.

Figura 2. Esquema de medición HydroTrac II

Figura 3. Principio básico de PSA

PSA Software El programa para la visualización desarrollada, procesa información a partir de los datos recolectados por HydroTrac II y presenta datos de forma intuitiva, para facilitar el análisis del fenómeno de DP. Adicionalmente incluye un componente de agrupamiento de datos por medio del algoritmo MeanShift, de la librería scikit-learn de Python (Pedregosa, Varoquaux, Gramfort, Michel, & Thirion, 2011). El programa tiene cuatro subsistemas, detallados en la Figura 4.

Figura 4. Diagrama de funcionamiento

Análisis de secuencia de pulsos (PSA)

A. Adquisición de datos

El PSA revela que las descargas consecutivas usualmente no ocurren de forma aleatoria, sino en una secuencia específica en función de las condiciones locales del área que tiene un defecto del voltaje aplicado. Los parámetros característicos para la secuencia de pulsos, son los cambios de voltaje o los intervalos de tiempo entre eventos consecutivos de descargas junto con los cambios correspondientes en el campo eléctrico local (Figura 3).

La base de datos de HydroTrac II organiza eventos basados en las fechas de ocurrencia, el algoritmo de adquisición extrae datos crudos (Figura 5), clasificando eventos cercanos y agrupando las matrices de ocurrencia de pulsos de los 6 acopladores instalados en cada generador.

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conveniente emplear combinaciones de parámetros secuenciales para caracterizar el fenómeno (Figura 7).

Figura 5. Datos de HydroTrac II

Los casos de estudio contienen información de las fechas y números de prueba, con esta información se descargan las matrices de los datos de acopladores. La información se almacena en diccionarios, agrupando los datos por medio de claves (Figura 6).

Figura 7. Datos procesados para PSA

Los nuevos parámetros se guardan en arreglos que serán útiles para generar gráficas. En este trabajo se consideraron las relaciones entre la variación de voltajes aplicados versus el tiempo de ocurrencia de los pulsos de DP; las variaciones se consiguen a partir de los parámetros derivados obtenidos por el software.

C. Clustering

Figura 6. Matrices de casos clasificadas

B. Procesamiento de datos El procesamiento de datos consiste en obtener parámetros derivados para graficar las correlaciones por medio de PSA, a partir de los datos importados de la base de PD la cual dispone de la magnitud y conteo de los pulsos de descargas parciales y el ángulo de fase donde ocurrió el pulso. El tiempo de ocurrencia se obtiene empleando los ángulos de ocurrencia y el conteo de los pulsos como datos para una distribución normal, de manera que se convierte un histograma de la base de datos original en una secuencia de pulsos válidos para el análisis por medio de PSA. El voltaje aplicado se estima usando los tiempos calculados para los pulsos por medio de una función sinusoidal. Para el análisis de PD por medio de PSA, es

MeanShift es un algoritmo de agrupamiento de datos que asigna puntos a un clúster de forma iterativa, desplazando los puntos hacia un modo, este se entiende como la región en donde se concentra la mayor densidad de puntos de datos (Pedregosa et al., 2011). Con un set de datos, el algoritmo asigna los puntos al centroide más cercano. El set de datos para MeanShift contempla los parámetros derivados de variación de voltaje y tiempo de ocurrencia de los pulsos de DP (Figura 8).

Figura 8. Clúster de datos

Casos de estudio Se analizaron datos de dos generadores de CCS, cuyo sistema de monitoreo de DP emplea la conexión mostrada

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en la Figura 2. Se graficaron por separado los datos de los pulsos positivos y negativos para caracterizar la ocurrencia e identificar condiciones anormales en el aislamiento de los devanados.

Resultados A. Unidad 2

B. Unidad 1 Para la unidad 1 se tomaron tres conjuntos de datos entre 2018 y 2019. El personal de mantenimiento identificó y reparó una falla en la conexión del neutro del generador, la cual fue causante de alta actividad de DP en los devanados del generador (Figura 11), al analizar los datos históricos por medio de PSA se logró caracterizar las gráficas para este tipo de falla.

Se tomaron tres conjuntos de datos entre los años 2017 y 2019, los análisis históricos de las DP del generador mostraron que no existen valores anormales (Figura 9), por tanto se tomó la unidad 2 como base para caracterizar desviaciones en los valores del resto de generadores.

Figura 9. Análisis histórico U2 HydroTrac II

El análisis PSA de las tres fases para cada set de datos considerado es similar, en la Figura 10 las gráficas de C1+ y C1-, muestran la distribución de descargas parciales cuando se analiza una combinación de las variaciones de voltaje y tiempo, también se grafican histogramas sobre la forma de onda de voltaje con la distribución típica para la condición normal de DP.

Figura 11. Reparación de U1 CCS

En condiciones de operación normal antes de la ocurrencia de la falla, se identifican DP distribuidas de manera similar a las de la U2. (Figura 12).

Figura 12. PSA Unidad 1 noviembre 2018

Figura 10. PSA unidad de generación 2

Los datos de noviembre de 2019, muestran los clústeres formados a causa de la falla en el generador que provocó un incremento en la actividad de DP (Figura 13).

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Recomendaciones La herramienta desarrollada en este trabajo sirve para visualizar los datos históricos del sistema de monitoreo existente en generadores, sin embargo, para obtener diagnósticos precisos es importante efectuar mediciones fuera de línea con equipos que cuenten con la tecnología para registrar mediciones sincronizadas y permitan analizar en el mismo instante la influencia de los pulsos de descargas parciales en las tres fases de un generador.

Referencias bibliográficas Figura 13. PSA Unidad 1 noviembre 2019

La evaluación con las variaciones de voltaje y tiempo muestra la correlación entre los parámetros, aportando con información útil para caracterizar fenómenos de DP, la comparación con un caso base permite ejecutar análisis rápidos y tomar acciones para corregir posibles problemas. El análisis con el software permitió identificar desviaciones en la distribución de pulsos de DP agilmente, por medio de las gráficas de los conjuntos de datos que se clasifican automáticamente se redujo el espacio de búsqueda en la base de datos original, que se extrae del sistema de monitoreo HydroTrac II.

Conclusiones El PSA puede ser usado para caracterizar de manera gráfica en eventos de DP en los generadores. Al utilizar minería de datos se pueden identificar clústeres de datos correlacionados y detectar de manera rápida desviaciones en los eventos de DP. Con un software apropiado, es posible analizar información histórica generada por el sistema de monitoreo convencional, así como clasificar eventos de manera automática y organizar datos para obtener parámetros derivados que representados de manera gráfica muestran información relevante sobre el fenómeno que ocurre en el devanado de un generador. Aplicando PSA sobre los datos de la U1 de la central CCS, fue posible identificar las gráficas características para una falla específica, los clústeres identificados presentan una notable desviación en comparación con las condiciones normales de operación de la U2 y los datos previos de la U1, con esta información es posible identificar con anticipación eventos de falla similares en los demás generadores y aplicar medidas preventivas y correctivas.

· Chou, C. J., & Chen, C. H. (2018). Measurement and analysis of partial discharge of high and medium voltage power equipment. Proceedings - 2018 7th International Symposium on Next-Generation Electronics, ISNE 2018, (Isne), 1-4. https://doi.org/10.1109/ISNE.2018.8394749 · Lai, K. X., Phung, B. T., & Blackburn, T. R. (2010). Application of Data Mining on Partial Discharge Part I : Predictive Modelling Classification. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 846-854. · Omicron Energy. (s. f.). PD Measurement on Rotating Machines. Electrom Instruments. · Omicron Energy. (2010). What is Partial Discharge. Electrom Instruments. · Pedregosa, F., Varoquaux, G., Gramfort, A., Michel, V., & Thirion, B. (2011). Scikit-learn: Machine Learning in Python. Journal of Machine Learning Research, 12(85), 28252830. Recuperado de http://scikit-learn.sourceforge.net. · Sahoo, N. C., Salama, M. M. A., & Bartnikas, R. (2005). Trends in partial discharge pattern classification: A survey. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 12(2), 248-264. https://doi.org/10.1109/ TDEI.2005.1430395 · Wu, M., Cao, H., Cao, J., Nguyen, H. L., Gomes, J. B., & Krishnaswamy, S. P. (2015). An overview of state-of-theart partial discharge analysis techniques for condition monitoring. IEEE Electrical Insulation Magazine, 31(6), 2235. https://doi.org/10.1109/MEI.2015.7303259

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CONFERENCIA GERENTES E

l jueves 20 de febrero del 2020, se realizó el evento “Lineamientos para el desarrollo del Sector Eléctrico Ecuatoriano”, espacio en el cual participaron presidentes, gerentes, administradores de las empresas y unidades de negocio del país. En la conferencia se realizaron mesas de trabajo, para potenciar las diferentes áreas y a través de estas beneficiar al sector. A cargo de la apertura del evento estuvo el Ing. Hernán Verdugo, Director Ejecutivo del ECUACIER; también participó el Ing. Gonzalo Uquillas, Gerente General de CELEC EP, en ese entonces Viceministro de Electricidad y Energía Renovable; Dr. Andrés Schuschny, Director de Estudios OLADE; Dr. Eduardo Nery, Consultor Internacional. Se realizaron cuatro mesas de trabajo con respecto a cada área: nuevas tecnologías, generación y transmisión, distribución y comercialización, regulación y operación, de las cuales se obtuvieron diferentes conclusiones.

NUEVAS TECNOLOGÍAS 1. Información • El sector genera una cantidad considerable de información, sin embargo, se requiere fortalecer y mejorar el análisis de los datos generados para su uso en la toma de decisiones. • La información debe contar con filtros de seguridad como por ejemplo blockchain, ciberseguridad, entre otros. • Es necesario fortalecer las capacidades del talento humano, contar con especialistas en manejo y análisis de la información en diferentes variables: técnicas, económicas, sociales, ambientales, etc.

2. Generación • El almacenamiento de energía es una constante preocupación a futuro, para lo cual las nuevas

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tecnologías juegan un rol trascendental, como por ejemplo mediante el uso de agua. La discusión sobre baterías juega también un papel relevante. • El impulso hacia la geotermia como fuente constante e inagotable del recurso energético.

3. Demanda En el contexto de la electromovilidad, considerar como prioritarios al transporte de pasajeros y de carga pesada para la puesta en marcha de medidas de mejora y optimización.

4. Normativa La normativa tiene que generar apertura al ingreso de nuevas tecnologías, por lo cual se debe especificar en la misma únicamente lo que no se puede utilizar o implementar; dejando amplitud y no restringiendo a todo lo que podría ser aprovechado con nuevas tecnologías innovadoras.

2. Institucionalidad del sector • Tomar decisiones de manera técnico económico. • Fortalecimiento Subsecretaría de Planificación: (comité técnico multisectorial, asesor). Actualizar el catálogo de recursos energéticos de manera técnica-financiera, que se incluyan conceptos de ERNC, generación distribuida (generación pequeña): Ej. 1100 MW de potencial geotérmica. Abitagua 180 MW. 300MW, cerca petroleros. • Redefinir los plazos de la planificación de la expansión (largo plazo, 20 años). • Integración de la planeación de la expansión de generación y transmisión. • Participación privada inversión en nuevos proyectos: PPS, APP. • Integración de la Academia; mejorar las competencias del talento humano. • Integración de los efectos del cambio climático a los planes de expansión y operación. Aumento de recurso hidrológico, polarización de los caudales y vulnerabilidades de la infraestructura. • Asegurar Normativa para que estos conceptos se puedan canalizar.

3.Sostenibilidad • Mejora de la gestión de las generadoras, minimizar las indisponibilidades, generar sinergias entre el personal especializado de las empresas. • Institucionalizar el proceso de investigación científica en el sector. • Buscar negocios por parte de transmisión y generación: camaroneros, SEIP, sector minero, etc. Mesa de Nuevas Tecnologías

GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 1. Asegurar el abastecimiento del servicio de energia eléctrica • Diversificar la matriz de producción eléctrica ERNC. • Dar firmeza (embalses de regulación). • Complementariedad: Cuecas, ERNC. • Generación Distribuida ERNC. • Sustitución de los combustibles líquidos por GN, implementación de ciclo combinado 8USD/MBTU, el balance económico es importante. • Recuperar urgentemente el parque indisponible y corregir definitivamente problemas estructurales. • Proyectos de mejora del factor de planta. • Interconexiones internacionales

Mesa de Generación y Transmisión

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DISTIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

5. Demasiados controles

1. Marco legal del sector eléctrico no ayuda a una eficiente gestión de las empresas

Los integrantes de la MDC, señalan que existen demasiados controles en el sector de la distribución y comercialización que no posibilitan una gestión ágil y dinámica, aseveración que se sustenta en la participación de la Contraloría General del Estado, de la Superintendencia de Compañías –para las empresas que aún funcionan como sociedades anónimas- en las auditorías internas, auditorías externas, informes de comisario revisor, de las que periódicamente realiza la ARCONEL (actualmente ARCERNNR)

La mesa de distribución y comercialización, MDC, concuerda en que el actual marco legal del sector eléctrico, comenzando con la Constitución de la República, CR, y continuando con la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, LOSPEE, su Reglamento General y más disposiciones de inferior jerarquía, que determinan una excesiva participación del Estado en las gestiones de regulación, control, operación del mercado y empresariales, no ayuda a que los diferentes actores afronten sus gestiones con los atributos de eficacia y eficiencia.

2. El sector de la distribución y comercialización debe prepararse para afrontar los cambios que se avecinan Atentos a la evolución tecnológica que tiene el mundo de la distribución y comercialización, este sector debe prepararse para asumir nuevos roles y retos, como resultado de la generación distribuida y en general, por la entrada de una mayor porción de energías renovables.

6. Las compras públicas no permiten ejecutar en niveles apropiados el presupuesto de inversiones Se coincide en la mesa que el marco legal de las compras públicas que obligatoriamente debe aplicarse en todo el sector, tiene excesivas y rígidas regulaciones que cambian constantemente, lo cual no permite ejecutar en niveles adecuados el presupuesto de inversiones. Una medida para mejorar los niveles de ejecución de los programas de inversión es propiciar un tratamiento adecuado, desde el punto de vista presupuestario, a los proyectos plurianuales, de tal manera que en cada ejercicio se asignen únicamente los recursos que se planifica ejecutar en él.

3. La participación del Ministerio de Energía y 7. Analizar la posibilidad de que el servicio de Recursos Naturales No Renovables, MERNNR, de alumbrado público general, se lo afronte con acuerdo a la LOSPEE, es ejercer la rectoría otras empresas La mesa, coincide en que el accionar del MERNNR, en función del marco legal vigente, es ejercer la rectoría de los sectores que están bajo su responsabilidad, pues en el caso del sector electricidad, se ha notado una injerencia en temas que les corresponde a las empresas. Igualmente, se recomienda que el MERNNR se fortalezca institucionalmente con la participación de personal de carrera en todas aquellas posiciones que así lo ameriten desde el punto de vista administrativo y técnico.

4. Seguridad jurídica Los integrantes de la mesa de distribución y comercialización, señalan que el permanente cambio de las regulaciones no abona a lo que se conoce como seguridad jurídica. Debe realizarse un esfuerzo en esta línea, para alcanzar regulaciones, no precisamente inamovibles por la dinámica del sector, pero que tengan un buen período de madurez.

La mesa, como elemento de análisis, sugiere a las altas autoridades del sector, estudiar la posibilidad de que las actividades de inversión, operación y mantenimiento inherentes al alumbrado público general, sean asumidas por otras empresas, conforme se procede en diferentes países.

8. Políticas de austeridad divorciadas de la realidad Se destaca en la mesa que las políticas de austeridad vigentes en el sector no están alineadas con la realidad, pues, por un lado, se obliga a no incrementar personal, pero por otro, las regulaciones que emite la ARCONEL, exigen necesariamente su inclusión.

Plan maestro de electricidad Se expone en la MDC que el Plan Maestro de Electricidad vigente, al recoger los planes y proyectos de los diferentes sectores, no se los articula adecuadamente. Se

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recomienda una mayor participación de los estamentos técnicos.

9. Las audiencias públicas de la ARCONEL (actualmente ARCERNNR) no receptan las posiciones de las empresas La MDC expone que la expedición de una regulación implica necesariamente conocer las realidades del sector; en esta línea, se ha notado que en las audiencias públicas convocadas por la ARCONEL, algunas de las posiciones del sector no se las toma en cuenta.

10. Particular GALÁPAGOS

circunstancia

E.E.

La representante de la E.E. GALÁPAGOS, en vista de la particular situación que se revela en costos mayores de operación, solicita se los considere en el tema de subsidios y en general, en el tratamiento que se debe dar a este sistema aislado por parte del Estado.

11. Gastos específicos de las empresas públicas Se expresa en la MDC, por parte de los delegados de las empresas que ya operan como enteramente públicas (EP), la necesidad de manejar de mejor manera el tema orgánico funcional.

12. Capacitación Los miembros de la MDC, coinciden en la necesidad de que los profesionales técnicos y en general todo el personal de las empresas y unidades de negocio que realizan actividades de distribución y comercialización, sean capacitados técnicamente, alineándose a las nuevas tendencias tecnológicas; para este propósito, el ECUACIER podría ser el mecanismo apropiado.

13. Manejo de la información Se destaca en la MDC la necesidad de mejorar el manejo y procesamiento de la información que actualmente se genera en el sector, para aplicar la ingeniería de la distribución, pues no se puede planificar, si previamente no se conoce la realidad de un sistema eléctrico. En este contexto, el ECUACIER puede jugar el rol de organismo catalizador.

Mesa de Distribución y Comercialización

REGULACIÓN Y OPERACIÓN En la línea del cumplimiento de la Ley Orgánica del Servicio de Energía Eléctrica, de fortalecer los mecanismos técnicos y regulatorios aplicables al manejo del sector eléctrico a nivel mayorista, de incrementar la efectividad en el cumplimiento de atribuciones y responsabilidades, y de procurar establecer sinergias en la gestión en las instituciones y empresas del sector eléctrico, a continuación se plantea una serie de aspectos relacionados con la regulación del sector eléctrico, que deberían ser tratados como parte de una agenda común:

1. Fortalecimiento institucional Se requiere de un mayor fortalecimiento institucional mediante la definición precisa de los roles institucionales y empresariales, y la autonomía administrativa y económica de ARCONEL y CENACE, considerando la evolución de la industria, la transición energética y la participación privada. En este sentido, es necesario examinar las responsabilidades, competencias, roles y atribuciones institucionales y empresariales, bajo cuyo contexto se plantea instituir la responsabilidad de CENACE de mantener una participación más activa en el proceso de planificación de la expansión de corto y mediano plazo, con visión sistémica, que permita identificar de forma optimizada los requerimientos futuros de expansión articulada de generación y transmisión.

2. Definición y aprobación de las regulaciones de aplicación de la LOSPEE y de su reglamento

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Para la aplicación de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica – LOSPEE, en agosto de 2019 se promulgó el Reglamento respectivo, no obstante, toda la normativa que fuera emitida para la aplicación de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico promulgada en el año 1996, continúa vigente en la medida en que no se oponga a lo establecido en la LOSPEE y su Reglamento. Bajo este contexto se requiere examinar todas las regulaciones de forma integral para instrumentar una nueva y moderna normativa acorde con el estado actual y el desarrollo que se proyecta en la industria eléctrica y sus implicaciones en la operación del sistema eléctrico. Resulta conveniente que se establezcan instancias de discusión de los temas regulatorios al más alto nivel, a manera que un grupo técnico analice la normativa, con el fin de generar un análisis técnico y legal que permita disponer de un nuevo marco regulatorio adaptado a la actual LOSPEE y a su reglamento.

3. Seguridad de suministro de la demanda con confiabilidad y calidad • La energía constituye un factor estratégico para el desarrollo económico y social del país, por lo que es imprescindible asegurar el suministro energético confiable, económico, de calidad y sustentable, mediante la instrumentación de una política energética con visión a largo plazo. Esta política debe instrumentarse a través de la ley aplicable considerando los siguientes ejes fundamentales: la seguridad y calidad de suministro, la optimización del uso de la energía como motor del sector industrial, la producción de energía amigable con el medio ambiente, la eficiencia y educación energética. • El sistema eléctrico ecuatoriano mantiene importantes volúmenes de excedencia energética en los períodos de lluvia en las cuencas amazónicas; no obstante, el abastecimiento de la demanda en los períodos de estiaje en los próximos años podría tornar vulnerable a los escenarios hidrológicos secos debido a su componente mayoritariamente hidroeléctrico de pasada, por lo que la expansión debe considerar la instalación de centrales de generación complementarias a la estacionalidad hidrológica de la cuenca del Amazonas (diversificación de la matriz energética). • Es necesario formular un Plan Energético Integral con horizonte al año 2050, que permita establecer políticas, objetivos, metas y estrategias de mediano (2030) y largo (2050) plazo para el Ecuador, y que contemple de forma articulada los sectores minero, petrolero, eléctrico,

transporte, industrial, camaronero, astilleros, bombeo y movilización, los GADS, las nuevas tendencias de la industria respecto a las ciudades y redes inteligentes, generación distribuida, los procesos de transformación digital de la sociedad, entre otros. • Agilitar los procesos de incorporación de las nuevas instalaciones de generación y transmisión de corto plazo, particularmente las relacionadas con la interconexión del Sistema Petrolero con el S.N.I., energías renovables no convencionales –ERNC (Villonaco I y II, Aromo), proyectos hidroeléctricos Toachi Pilatón, Cardenillo y Santiago. • Definir la factibilidad de suministro de GNL para el funcionamiento de centrales del sector eléctrico y uso de otros sectores de la economía del país. • Actualizar los inventarios de los recursos primarios del país y los catálogos de proyectos de generación. • Analizar la implantación de esquemas tarifarios inteligentes los cuales, soportados en equipos y herramientas tecnológicas ahora disponibles, penalicen los desperdicios de energía e incentiven un consumo racional. • Promover la participación de inversiones privadas mediante el cambio de la ley eléctrica. Se requiere la adopción de un mecanismo de mercado, que podría ser mediante subastas, que permita la inversión en instalaciones de generación que empleen energías renovables, ERNC conectadas al sistema y en calidad de generación distribuida.

4. Articulación intra e intersectorial La definición de políticas energéticas debe realizarse de forma articulada entre los Viceministerios de Electricidad, Hidrocarburos y Minas, junto con los otros sectores de la economía, considerando temas como las 3 Ds (Descarbonización, Digitalización y Descentralización), movilidad eléctrica, generación distribuida, participación activa de la demanda, nuevas tecnologías de información y comunicación; eficiencia y educación energética.

5. Eficiencia energética • Emisión del Reglamento de la Ley Orgánica de Eficiencia Energética que fundamente la definición e instrumentación de una política energética integral. • Aplicación de las normas para la eficiencia en la

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industria y en la construcción. • Aplicación de las normas para la eficiencia a nivel comercial y residencial.

6. Incorporación de sistemas aislados Integración del Sistema Eléctrico Interconectado Petrolero con el Sistema Nacional Interconectado de forma que la generación del SEIP forme parte del despacho centralizado de CENACE, con lo cual, la generación termoeléctrica disminuirá significativamente con los consiguientes beneficios técnicos, económicos y ambientales. En este sentido, también es importante ampliar las redes para la conexión de camaroneras y otras industrias que actualmente utilizan combustibles fósiles, particularmente diésel.

Comercial y del Coordinador Regional. En este sentido, será indispensable que el Operador Nacional de Electricidad, CENACE se prepare con todas las capacidades técnicas, de personal e infraestructura para desarrollar las responsabilidades de Coordinador Regional, por lo que es necesario que se le brinde todo el apoyo necesario en este proceso. Bajo este contexto, el fortalecimiento, tanto del Organismo Regulador como del Operador del Sistema, es fundamental. También es necesaria una posición unificada de Ecuador, nacida del análisis técnico y legal conjunto de las instituciones frente a las propuestas regulatorias de otros países con el fin de alcanzar el máximo beneficio de nuestro mercado eléctrico.

7. Mecanismos para contar con presupuesto de inversión • Formular proyectos debidamente sustentados con análisis beneficio – costo para el país. • Impulsar la participación privada en inversiones de generación y transmisión. • Impulsar la gestión con organismos multilaterales de crédito para el financiamiento de proyectos de inversión. • Analizar la tarifa eléctrica y la posible eliminación gradual del subsidio eléctrico.

8. Impulsar el proceso de integración regional

Mesa de Regulación y Operación

Es importante recalcar, que algunas de estas iniciativas ya han sido implementadas por los órganos correspondientes. Sin embargo es necesario continuar trabajando en muchos de estos valiosos criterios y propuestas a favor del desarrollo del Sector Eléctrico Ecuatoriano.

Es necesario profundizar y expandir los intercambios de energía eléctrica entre los países de la cuenca del Pacífico a través de un mercado regional más integrado y eficiente. En este sentido, iniciativas como SINEA, en línea con el proceso de integración eléctrica regional andina en un marco de seguridad jurídica, complementariedad en el uso de recursos y beneficio económico para las partes involucradas, debe seguirse desarrollando con el apalancamiento de las más altas instancias que permitan superar los actuales problemas de expansión de la infraestructura de transmisión regional y el establecimiento de un marco regulatorio transnacional justo y eficiente. En el corto plazo, el funcionamiento del Mercado Andino Regional, con la participación de Colombia, Ecuador y Perú, previsto para el segundo semestre de 2020, requiere de la emisión de los Reglamentos Operativo,

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VI CONGRESO NACIONAL DE SEGURIDAD Y SALUD OCUPACIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO L

a seguridad y salud laboral es un tema que debe ser tratado por las empresas, ya que el no cumplimiento de normas técnicas – legales, puedan acarrear serios problemas para la salud, lesiones graves y/o fallecimiento; siendo estos hechos perjudiciales para el desarrollo institucional y bienestar del talento humano. Dentro de la siniestralidad laboral, los accidentes eléctricos representan un tema muy importante al que las empresas, los administradores y los técnicos de seguridad deben dedicar mucha atención y tomar medidas de prevención.

El Congreso Nacional de Seguridad y Salud Ocupacional nace, en el año 2014, en la ciudad de Ambato, con el objetivo de trabajar en los temas relacionados con la mejora de la seguridad y salud ocupacional, de los trabajadores, vigilar el cumplimiento del marco jurídico vigente y de esta manera presentar planes y programas que permitan cimentar una cultura de seguridad en el sector eléctrico. Dichos eventos han contado con la participación de cientos de profesionales del tema y además, nuestros instructores han sido seleccionados con perfiles de alto

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nivel, tanto nacionales como internacionales. Por lo anterior este año el ECUACIER, preocupado por el talento humano organizó el VI Congreso de Seguridad y Salud Ocupacional 2020, en la ciudad de Quito, el 05 y 06 de marzo del presente año, el cual contó con la participación de 43 funcionarios del Sector Eléctrico a nivel nacional En la inauguración del evento, contamos con la presencia del Abg. Patricio Camino, delegado del IESS; Ing. Victor Astudillo, Presidente del CTSST del ECUACIER; e Ing. Marisol Álvarez, Jefa Administrativa del ECUACIER. Durante el primer día, intervinieron 6 conferencistas y se trataron los siguientes temas:

En el segundo día participaron 5 conferencistas con las siguientes temáticas:

Finalmente, la clausura del evento la realizó la MBA. Marisol Álvarez, Jefa Administrativa del ECUACIER, quien agradeció la colaboración de los instructores reconocidos a nivel nacional y la participación de los funcionarios del Sector Eléctrico Ecuatoriano.

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ElectroLINERAS y la Empresa Eléctrica Quito E

Mgs. Jaime Bucheli Albán Gerente General EMPRESA ELÉCTRICA QUITO

l uso de vehículos eléctricos presenta beneficios en varios frentes ya que, además de disminuir la contaminación, genera menores costos de mantenimiento, energía, trámites e impuestos, y es una excelente alternativa de movilidad urbana. El concepto de electromovilidad urbana, en el que se incluyen buses, autos, motos, scooters, patinetes y bicicletas eléctricas, forman parte de la necesaria transición hacia la sostenibilidad de las ciudades. Las ventajas del vehículo eléctrico son cada vez más conocidas por lo que, en los últimos tiempos, el vehículo eléctrico se ha convertido en el elemento de impulso para la transformación de las ciudades y está presente con mayor frecuencia en las políticas locales y nacionales, en todo el mundo.

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En los autos eléctricos, el motor convierte la energía de una batería o de una celda de combustible en energía mecánica que mueve al vehículo. Muchas empresas en el mundo ya incorporan esta tecnología como parte de su responsabilidad en proyectos sostenibles. Actualmente, existen vehículos de trabajo, como camionetas doble cabina, buses de transporte urbano e inclusive volquetas de 15 toneladas que utilizan motores eléctricos. Consolidar este objetivo requiere la instalación de estaciones de recarga, también llamadas electrolineras, que sirven para los autos eléctricos y para los híbridos que están equipados con motores de combustión y eléctricos. Una electrolinera, dispensa energía para reabastecer a las baterías de los vehículos eléctricos de manera similar a las gasolineras; es decir, el vehículo tiene un punto de conexión o carga al cual se conecta el despachador. En el caso del vehículo a combustión, se despacha energía fósil (generadora de CO2); en el caso del vehículo eléctrico, se despacha energía eléctrica limpia no contaminante que no genera CO2. Las electrolineras o estaciones de carga no ocupan gran espacio; su infraestructura es pequeña y es usual ubicarla en centros comerciales, parques, cines, parqueaderos y otros espacios públicos o privados. Son instalaciones seguras y pueden usarse en todo momento. Varían en potencia y en el tiempo de recarga. Hay que tener en cuenta que además del sistema de baterías que alimentan al motor eléctrico, el sistema de frenos del vehículo también recarga a la batería. Los vehículos eléctricos aprovechan la energía de la red eléctrica, con mayor ventaja en países como el nuestro donde la generación es predominantemente hidroeléctrica. La Empresa Eléctrica Quito (EEQ) cuenta con 11 electrolineras de carga rápida multimarca, con capacidad para recargar a baterías de vehículos de diferentes fabricantes.

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Recarga lenta o convencional (16 amperios) Para esta recarga, al vehículo eléctrico se lo conecta a un tomacorriente común por aproximadamente 6-8 horas, tiempo en el que logra una carga completa. Esta carga emplea la intensidad y voltaje eléctricos del mismo nivel que la vivienda; es decir, 16 amperios y 220 voltios. Por ello, se usa en los hogares para dejar al vehículo cargándose en el garaje durante la noche. Este servicio beneficia al usuario con una tarifa preferencial. Cuando un cliente lo solicita, la EEQ realiza la instalación de medidores independientes en todo inmueble con conexión eléctrica como son viviendas, oficinas o establecimientos, de acuerdo con las necesidades. De esta forma, el usuario podrá aprovechar al máximo los beneficios de la movilidad eléctrica. La conexión correcta a tierra es requisito indispensable, tanto en esta instalación como en las descritas a continuación.

Electrolineras de carga intermedia o semi-rápida (32 amperios) Con este tipo de recarga, la batería del vehículo eléctrico solo necesita cuatro horas para cargarse por completo. Esta recarga emplea 32 amperios de intensidad y 220 V, lo que implica una potencia eléctrica de aproximadamente 7,3 kW (kilovatios).

Electrolineras de carga rápida En la carga rápida, el vehículo solo necesita cerca de 25 minutos para recargar el 80% de su batería. Al usar una mayor potencia eléctrica, la carga rápida entrega la energía en corriente continua obteniendo una potencia de salida del orden de los 50 kW. Esta modalidad requiere de infraestructura especial y es concebida como una solución para incrementar la autonomía de los autos eléctricos o como recargas de conveniencia. No hay que olvidar que los tiempos de carga aplican a una carga completa de la batería y que, en la realidad, los usuarios no necesitan recargar sus autos eléctricos al 100% de su capacidad para los recorridos diarios de rutina. La carga en CC permite que el automóvil se cargue significativamente más rápido que usando la carga en CA. Actualmente, las estaciones de carga más comunes son de 50 kWh, pero las estaciones de 150 kWh son cada vez más comunes, y están surgiendo 270 kWh y 350 kWh, lo que se refleja en la constante necesidad de desarrollar conectores más eficientes.

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Beneficios de las electrolineras El vehículo eléctrico aporta una serie de ventajas ambientales y económicas que deben ser consideradas para la reducción de los índices de contaminación por CO2 y ruido en las ciudades. El uso de vehículos eléctricos, además, requiere menores costos en mantenimiento, uso de energía, trámites e impuestos. Un auto eléctrico puro, que recarga su batería con una conexión a la red eléctrica varía de acuerdo con el modelo. En 2020 ya existen vehículos eléctricos con una autonomía de cerca de 400 km y otros llegan a más de 500 km con una carga completa. El avance en la tecnología de las baterías hace que los rangos de autonomía se hayan incrementado año a año. Hace apenas tres años, la autonomía era de 170 kilómetros con carga completa; ahora se alcanza al doble y hasta al triple.

Beneficios ambientales • Las emisiones de CO2 generadas para impulsar a un vehículo eléctrico son hasta un 80% menores que las emisiones de un vehículo a gasolina. Esto representa alrededor de 1,87 toneladas de CO2 menos al año, por vehículo. • Los vehículos eléctricos no generan contaminación auditiva. El vehículo eléctrico es mucho menos ruidoso que los que funcionan a gasolina. • Las baterías de los autos eléctricos tienen materiales y metales de gran valor en el mercado, por lo que son altamente reciclables. • Como muestra del firme compromiso de la EEQ con el medio ambiente, para todas las marcas e identificando la demanda futura de automóviles eléctricos e híbridos en el país, la Empresa destinará una central de generación de energía eléctrica renovable para el uso de recargas en automóviles eléctricos. • La EEQ considera que una de las principales ventajas de la movilidad eléctrica es la mejora de la calidad de vida

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de las personas al no emitir gases tóxicos. Asimismo, el evitar en gran medida la emisión de toneladas de gases de efecto invernadero, ayuda en la lucha para mitigar los efectos del cambio climático. • La Empresa Eléctrica Quito es generadora, distribuidora y comercializadora de energía eléctrica; por lo tanto, es natural que inicie la instalación de electrolineras para consumo de sus vehículos eléctricos y que, posteriormente, pueda proveer el servicio a través de un socio estratégico para que la comunidad considere verdaderamente las ventajas de adquirir un vehículo de estas características.

Beneficios económicos • Los vehículos eléctricos no pagan el Impuesto sobre Automóviles Nuevos (Arancel), pero por otro lado sí pagan el Impuesto a los Consumos Especiales (ICE). • No deben pasar por el control de emisiones anual, ya que sus emisiones son casi nulas al no tener combustión. • Su mantenimiento en el largo plazo, al no requerir bujías, aceite, filtros, bombas, etc., es menor que en los vehículos a gasolina o diésel, ya que cuentan con una mecánica muy sencilla y apenas sufren averías si se los compara con los vehículos de motor a combustión. • Si el cargador es instalado en casa, es posible solicitar un medidor independiente para facturar exclusivamente lo que consume la electrolinera sin afectar la tarifa doméstica. Al momento, existen normativas que apoyan el uso de vehículos eléctricos como son tasas diferenciadas para carga rápida y lenta, aranceles diferenciados, movilidad con menos restricciones y una conciencia ambiental favorable. Está claro que el futuro de la movilidad es eléctrico. Y aun cuando en las ciudades del país todavía no se aprecia una integración de sistemas de electromovilidad o movilidad inteligente, lo cierto es que se trata de una transición necesaria. Por lo tanto la movilidad eléctrica llegó para quedarse y marcará el futuro del transporte, el mismo que será más eficiente, amigable con el medio ambiente. Este compromiso lo entiende y lo ejecuta la EEQ en beneficio de toda la comunidad, con energía positiva junto a sus clientes.

Mgs. Hernando Merchán Manzano, Viceministro de Electricidad y Mgs. Jaime Bucheli Albán, Gerente General Empresa Eléctrica Quito; durante una visita técnica a la electrolinera EEQ instalada en el Centro de Operaciones Turubamba. 34

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PROGRAMACIÓN DINÁMICA APLICADA AL SISTEMA DE PROPULSIÓN DE UN VEH Ing. José Luis Sampietro, PhD. Especialista de Control de Energía de la Producción CELEC EP - TERMOESMERALDAS Ing. Luis Nevarez Intriago, MBA. Especialista Eléctrico de Ingeniería de la Producción CELEC EP - TERMOESMERALDAS

Presentación del tema

Características generales

El consumo de energía en el sector de transporte es alrededor del 29.5% de la energía total consumida (Mahlia et al, 2010). Los vehículos pesados son los mayores consumidores (Shunping J et al., 2009). Por esto, el deterioro ambiental es una de las principales causas de la investigación en gestión energética en vehículos. Según la clasificación de las fuentes de energía, los vehículos eléctricos se pueden catalogar en vehículos eléctricos híbridos (VEH), vehículos eléctricos alimentados por baterías (BEV) y vehículos eléctricos de pilas de combustible (FCEV) (Hannan et al., 2017).

Hasta la fecha la principal fuente de energía del vehículo y en muchos casos única, es el motor de combustión interna. Con la hibridación, en el caso de los FCEV la pila de combustible (motor de hidrógeno) es la fuente principal de energía, reemplazando el motor de combustión interna. Las ventajas de hibridar un sistema (Schupbach et al., 2003), usando baterías, supercapacitores, o ambos, es que un sistema de propulsión ahorra combustible (ya sea hidrógeno o gasolina/diésel) por varias razones:

1. Se puede recuperar una fracción de la energía cinética durante el frenado y almacenarla utilizando el concepto de frenado regenerativo. 2. Se puede apagar la fuente principal de energía durante

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las fases de ralentí y de baja carga, sin comprometer la maniobrabilidad del vehículo. 3. Cuando el vehículo se conduzca en modo eléctrico, se evita el funcionamiento del motor de combustión interna o pila de combustible en los puntos de baja eficiencia. Los MCI que utilizan como combustibles más comunes la gasolina y el diésel, tienen rendimientos alrededor de 25-30%. Esto quiere decir, el 70% de la energía química del combustible se desprende en forma de calor (Mutasim et al., 2000). En cambio en el caso del motor eléctrico al no ser una máquina térmica, su eficiencia real supera el 90% transformando la energía eléctrica en movimiento (Baumann et al., 2000), (Gillespie D, 1992).

Desarrollo Modelado matemático del sistema El modelo del vehículo se obtendrá a partir de la caracterización de su dinámica, considerando el balance de fuerzas que ayudan al movimiento y de las que están en contra del mismo (Feroldi et al., 2009). De esta forma se podrá obtener la potencia mecánica necesaria para mover el vehículo p_v.

Las fuerzas serán inherentes a la energía cinética almacenada, las fuerzas disipativas que toma en cuenta la resistencia aerodinámica, por fricción con el suelo, y la resistencia a la inclinación del ángulo de la carretera. En donde las variables y los parámetros se muestran en la Tabla I.

Fig. 1. Componentes del sistema de propulsión energética del vehículo Fuente: Autor

Las baterías para la gestión energética en particular, estarán caracterizadas principalmente en términos de potencia (pbat) y energía (ebat). Una de sus características, es su capacidad nominal generalmente expresada en amperios por hora (Ah), y por el estado de carga (SOC), que describen la capacidad restante en la batería, expresada como un porcentaje de su capacidad máxima. El modelo de la misma se define por:

Los parámetros a usar son los mostrados en la Tabla II:

Tabla II. Parámetros de la batería Fuente: Autor

Tabla I. Parámetros del modelo del vehículo Fuente: Autor

En la figura 1 se muestran los componentes del sistema. La fuente principal unidireccional que provee energía, es la pila de combustible acompañada de elementos de almacenamiento como baterías y supercapacitores. Estos elementos son considerados bidireccionales, dado que pueden entregar potencia al movimiento, y a la vez pueden almacenar la energía del frenado regenerativo.

Los supercapacitores son acumuladores de energía. La potencia específica instantánea (psup), que puede entregar es mayor que la de las baterías, pero su energía específica (esup) o densidad de energía que puede almacenar es sustancialmente menor. Para el presente trabajo el modelo energético a usar en función del SOE (estado de carga), potencias y energías es:

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Mientras que los parámetros del supercapacitor serán los mostrados en la Tabla III:

Tabla III. Parámetros del supercapacitor Fuente: Autor

Una pila de combustible tiene dos electrodos, uno en el ánodo que es en donde se oxida el combustible y otro ubicado en el cátodo que es donde el oxidante se reduce. El electrolito actúa simultáneamente como aislante eléctrico, conductor protónico y separador de las reacciones que tienen lugar en el cátodo respecto a las que tienen lugar en el ánodo. Entonces, los electrones van del ánodo al cátodo mediante un circuito externo, por lo que se genera una corriente eléctrica; mientras que los protones lo hacen a través del electrolito. En el cátodo, los electrones, protones y el oxidante se reducen generando subproductos. En este tipo de pilas se suele utilizar hidrógeno como agente oxidante y oxígeno como reductor. La diferencia de potencial, generada por una sola unidad o monocelda es inferior a un voltio, por lo que hay que conectar en serie varias monopilas, para obtener las tensiones adecuadas para las aplicaciones requeridas. El modelo matemático en función de la potencia (pfc) y energía (efc) a usar es:

Técnica de control La programación dinámica es una herramienta numérica muy potente para resolver problemas concernientes al control óptimo. El objetivo es encontrar una secuencia de control en el intervalo [t0, tf], que permite minimizar una cierta trayectoria de estado representada por la evolución de las variables en el mismo intervalo de tiempo. Un problema de optimización, tiene asociada una magnitud que se desea minimizar o maximizar, la cual puede estar asociada a un funcional el cual se define en forma general de la siguiente manera:

Donde x(t) se refiere a los estados del sistema, que para el caso del vehículo corresponden con el SOC de la batería y el SOE del supercapacitor. Mientras u(t), hace referencia a las potencias que establecen los flujos entre los diferentes componentes del sistema.

Ciclos de Conducción Para el presente trabajo se usará un ciclo de conducción denominado Buenos Aires Driving Cycle (BADC), y para su construcción se adquirieron 30 horas de datos GPS, relacionados con 51 viajes de autobús que cubren un total de 313.6 km. El perfil de velocidad se puede observar en la Figura 2.

Los parámetros a usar en la pila se muestran en la Tabla IV. Fig. 2. Perfil de velocidad BADC Fuente: Autor

Resultados

Tabla IV. Parámetros de la pila de combustible. Fuente: Autor

La Figura 3 muestra la potencia suministrada por las fuentes de energía. La suma de las potencias de los elementos en cada instante k, es igual a la potencia del perfil de velocidad, lo que asegura que la misma es alcanzable en todo el intervalo. En dicha figura se observa que tanto el supercapacitor como la batería, funcionan como fuente bidireccional debido a que son capaces de aportar potencia instantánea al movimiento, y recibirla mediante el frenado regenerativo. La magnitud de potencia del supercapacitor es mayor debido a su

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densidad de potencia alta, mientras que la batería da menor cantidad de potencia. La pila de combustible no es capaz de recuperar energía pues como fuente principal únicamente aporta energía al movimiento.

Fig. 5. Potencia de la Pila de combustible versus la demanda Fuente: Autor

Conclusiones Fig. 3. Flujo de potencia del sistema de propulsión Fuente: Autor

La Figura 4 muestra el comportamiento del estado de carga para los elementos de almacenamiento, el SOC y SOE respectivamente. Es de esperarse que el SOC tenga una variación más lenta que el SOE. Para comprobar que la dinámica se cumple, con respecto al comportamiento de la pila de combustible en la Figura 5 se toma un periodo del perfil de potencia generado en la pila de combustible y se compara con la potencia necesaria en el mismo periodo para generar el movimiento.

La importancia de definir la arquitectura del sistema es fundamental en la gestión energética. Como contribución, se puede mostrar que se usará una combinación entre baterías y supercapacitores mediante la técnica de programación dinámica, de esta manera se calculan los valores óptimos del SOC de las baterías del SOE, para el supercapacitor, y de las potencias de cada uno de los elementos, en este caso las potencias de cargas, descargas de la batería, supercapacitor y de la pila de combustible. Para esto se define una primera función de coste, que permite minimizar el consumo de hidrógeno en la pila de combustible. La obtención de estos valores sirve de referencia para comparar las demás técnicas de control implementadas. Para el caso del perfil de conducción BADC, los porcentajes de energía que entregan los elementos al movimiento son de 74,18\% la pila de combustible, 11,69\% la batería y 14,13\% el supercapacitor. Para este perfil el porcentaje de recuperación de los elementos de almacenamiento es de 25,82%.

Recomendaciones Fig. 4. Estados de carga del sistema de propulsión Fuente: Autor

La potencia generada por la velocidad del perfil de conducción está en líneas entrecortadas de color rojo, mientras que en azul está la potencia generada por la pila de combustible.

Dentro de la programación dinámica, la función de coste usada nos permitirá tener una base porcentual en términos de consumo, pero se deberá mejorar las siguientes funciones que se analicen con el coste de operación y los modelos de vida útil de los elementos. Se debe buscar entonces a más de la economía en el consumo de hidrógeno, un compendio entre el consumo, el preservar la vida útil de los elementos y la operación eficiente.

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Referencias bibliográficas [1] Shunping JIA, Hongqin PENG, Shuang LIU, and Xiaojie ZHANG. Review of transportation and energy consumption related research. Journal of Transportation Systems Engineering and Information Technology, 9(3):6 – 16, 2009. [2] T.M.I. Mahlia, R. Saidur, L.A. Memon, N.W.M. Zulkifli, and H.H. Masjuki. A review on fuel economy standard for motor vehicles with the implementation possibilities in Malaysia. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 14(9):3092–3099, Dec 2010. [3] M.A. Hannan, M.M. Hoque, A. Mohamed, and A. Ayob. Review of energy storage systems for electric vehicle applications: Issues and chalenges. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 69(Supplement C):771 – 789, 2017. [4] R. M. Schupbach, J. C. Balda, M. Zolot, and B. Kramer. Design methodology of a combined batteryultracapacitor energy storage unit for vehicle power management. In Power Electronics Specialist Conference, 2003. PESC ’03. 2003 IEEE 34th Annual, volume 1, pages 88–93 vol.1, June 2003. [5] Mutasim Salman, Niels J Schouten, and Naim A Kheir. Control strategies for parallel hybrid vehicles. In Proceedings of the 2000 American Control Conference. ACC (IEEE Cat. No. 00CH36334), volume 1, pages 524– 528. IEEE, 2000. [6] Bernd M Baumann, Gregory Washington, Bradley C Glenn, and Giorgio Rizzoni. Mechatronic design and control of hybrid electric vehicles. IEEE/ASME Transactions on Mechatronics, 5(1):58–72, 2000. [7] Thomas D Gillespie. Fundamentals of vehicle dynamics. Technical report, SAE Technical Paper, 1992. [8] Diego Feroldi, Maria Serra, and Jordi Riera. Energy management strategies based on efficiency map for fuel cell hybrid vehicles. Journal of Power Sources, 190(2):387– 401, 2009.

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FLEXIBILIDAD EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA Ing. Mauricio Navas, MSc. Analístico Técnico AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL DE ENERGÍA Y RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES - ARCERNNR

Introducción Hoy en día casi todas las actividades, sociales económicas, deportivas, culturales y artísticas dependen en diferente proporción del suministro de energía eléctrica. Un suministro de energía seguro, confiable, asequible, limpio y equitativo es fundamental para el desarrollo del crecimiento económico global y humano, el cual presenta grandes retos, (Council, World Energy Scenarios Composing energy futures to 2050, 2013). El ingreso de nuevas tecnologías de generación, en especial las renovables, fotovoltaicas y eólicas, han

modificado los contextos sociales y políticos, los gobiernos y las sociedades; las políticas económicas de los países del G20, Unión Europea, China y EEUU; como el Acuerdo de París, (Nations, 2016). También, las nuevas formas de consumo, movilidad eléctrica, aparatos electrónicos no lineales, edificios que cuentan con sistemas de administración de energía (EMS), la generación distribuida y almacenamiento de energía; los cuales juegan un papel importante en la planificación del abastecimiento de la misma sin descuidar las tres dimensiones en las que se enfoca y evalúa el abastecimiento de la energía eléctrica, estos son: seguridad energética, equidad energética y la sostenibilidad ambiental, (Council, World Energy Trilema Index, 2018).

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Todos estos parámetros obligan a que se tome diferentes alternativas que contrastan con el diseño original de abastecimiento de energía eléctrica. Un concepto que se ha venido desarrollando en los últimos años es la flexibilidad en los sistemas eléctricos de potencia. Esta es una de las alternativas que ayudará a cumplir con los objetivos propuestos por las diferentes visiones políticas, sociales y medioambientales. El presente artículo aporta varias ideas respecto a la flexibilidad de los sistemas eléctricos de potencia con capacidad de implementación en el Ecuador, bajo la premisa de cumplimiento del trilema energético del Consejo Mundial de Energía.

Características generales

diarios u horarios, lo cual produce incertidumbre en la producción de energía. De acuerdo con el reporte del Panel Intergubernamental para el Cambio Climático (IPCC), la proyección de la temperatura global para los siguientes años se prevé va en aumento, impactando en la planificación de la producción de energía proveniente de fuentes de generación hidroeléctrica, especialmente aquellas que no cuentan con embalses de regulación energética o cuya regulación es horaria o diaria, (Change, 2018). Respecto de las fuentes de generación no renovable, los combustibles utilizados para producción de energía eléctrica en el SNI son: gas natural, diesel, fuel oil, entre otros, que son derivados de la producción de petróleo. La evolución de los precios de petróleo en los últimos 10 años ha variado considerablemente, como se muestra en la Ilustración 2, ((OPEP), 2019).

La demanda de energía eléctrica en Ecuador en el año 2019 fue de 27.104 GWh, alcanzando el valor máximo de producción de 4.301 MW el miércoles 8 de mayo de 2019 a las 19h30, para cubrir la demanda nacional más las exportaciones internacionales, mientras que el miércoles 27 de noviembre se registró una demanda de 3.953 MW a las 19h00, entre demanda nacional más pérdidas, (CENACE, 2019).

Ilustración 2 Evolución anual del precio medio del petróleo de 1960 a 2018 OPEP Fuente: OPEC: IEA Ilustración 1 Demandas diarias de potencia año 2019

La producción de energía total en el año 2019, en el S.N.I. fue de 27.104 GWh. La producción de energía eléctrica por tipo de fuente fue la siguiente: hidráulica 24.020 GWh (88,62%), térmica 2.703 GWh (9,97%), no convencional 367 GWh (1.35%) e importación desde Colombia 5.78 GWh (0,021%), (CENACE, 2019). Respecto a la producción de energía eléctrica, las fuentes de energía renovable eólica y fotovoltaica, presentan variabilidad debido a las condiciones ambientales, además el Sector Eléctrico Ecuatoriano depende directamente de la energía hidroeléctrica, de la cual en su mayoría, sus embalses de regulación son

La evolución del precio del gas natural también ha presentado variación respecto de los últimos 20 años, (Energy, 2019).

Demanda de energía eléctrica En la etapa de distribución, las nuevas formas de demanda generan diferentes patrones de consumo, que de la misma manera, deben ser gestionados por las distribuidoras.

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de generación hidráulica, cuentan con sistemas de regulación energética semanal o mensual, mientras que 2.500 MW cuentan con sistemas de regulación diaria u horaria.

Transmisión La transmisión de energía eléctrica es la etapa más crítica del sistema eléctrico ya que a través de su infraestructura, se transporta la energía casi en tiempo real, desde las fuentes de producción hasta los centros de consumo. Ilustración 3 Curvas de demanda típica esperadas en un día laborable

En la ilustración 3 se observa la curva de demanda típica de un día laboral. Además, se evidencia el crecimiento de las demanda en horas de la tarde, lo que implica oportunidades de implementación de sistemas flexibles en el S.N.I. Así como la participación en operación de centrales de energía renovable, la evolución de la demanda, la variación de los precios de las fuentes de energía primarias, las actividades económicas y políticas, cambio de hábitos de movilidad y medidas ambientales. Existen varias aristas en las que se puede incursionar para brindar flexibilidad a los sistemas eléctricos de potencia, estas son: generación, distribución, transmisión, almacenamiento de energía y respuesta de la demanda. Otras actividades que coadyuvan a la flexibilidad son: calentamiento, ya sea de agua o de ambiente, electromovilidad y tecnologías que utilizan hidrógeno.

Distribución La aproximación de la demanda de energía eléctrica en el último siglo, fue que la demanda es inflexible con buena predictibilidad y con cierto porcentaje de diferencia, cubierto por reservas operacionales térmicas o hídricas. Además de los sistemas flexibles en la etapa de generación y transmisión; en la etapa de distribución se requiere de una respuesta flexible de la demanda, la cual, puede ser incentivada con las señales adecuadas, a estas se la conoce como administración de la demanda (Demanside management). Los procesos de calentamiento, usando calentadores de resistencia o bombas de calor conocidas también como power-to-heat forman parte de la respuesta de la demanda. Esta respuesta viene de la mano de las señales económicas correctas.

Electromovilidad Las ventas de vehículos eléctricos se han incrementado en los últimos 15 años, (Transportation, 2017).

Ilustración 4 Facilitadores de flexibilidad en sistemas de potencia en el sector eléctrico Fuente: (International Renewable Energy Agency, Power System Flexibility for the Energy Transition, 2018)

Generación En la etapa de generación de energía eléctrica, varias centrales conectadas al S.N.I. que entre ellas suman alrededor de 1.800 MW de potencia instalada

Ilustración 5 Ventas de vehículos eléctricos y disponibilidad de modelos Funte: PLANEE

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Con la implementación de la electromovilidad se espera que la curva de la demanda cambie, esta vez en las horas de demanda valle o mínima, ya que la recarga de las baterías se esperaría que se realicen en la noche.

que genera cubrir esa demanda con diferentes tipos de fuente de energía son distintos. Finalmente, un análisis de flexibilidad de un sistema eléctrico de potencia tiene los siguientes objetivos principales: expansión óptima del sistema en términos energéticos y de potencia que se traduce en inversiones de infraestructura. El segundo objetivo, es analizar la operación del sistema en el corto, mediano y largo plazo, al menor costo, optimizando la combinación de las tecnologías de generación. Otro criterio para desarrollar la flexibilidad son las emisiones producidas por las centrales térmicas, como se observa en la siguiente gráfica:

Ilustración 6 Evolución del consumo de energía para el sector transporte PLANEE

Dentro de los objetivos del PLANEE, se ha propuesto la disminución del consumo de energía en el transporte por incorporación de vehículos eléctricos e híbridos 144,8 Mbep. En concordancia con este objetivo se han incorporado varias iniciativas de transporte, en especial en el servicio de transporte de pasajeros. En Guayaquil y en Loja se han implementado transporte público eléctrico. En Cuenca, se inauguró en marzo de 2019, el primer tranvía del Ecuador. Y en la ciudad de Quito se prevé el inicio de operación de la primera línea del metro que funciona con energía eléctrica.

Ilustración 7 Emisiones de CO2 por operación del SNI

El costo de los combustibles utilizados fue en el año 2016

Almacenamiento de energía El almacenamiento de energía se ha venido desarrollando en los últimos años a gran escala, sin embargo, hasta el momento no se ha logrado una solución eficiente en términos económicos. Existen dos tipos de almacenamiento de energía orientados a la capacidad y a la respuesta. Los primeros son utilizados para cubrir la demanda de energía, mientras que los segundos, proveen respuesta al sistema en términos de balance energético instantáneo.

Mercado de energía Si bien en el mercado eléctrico se realizan transacciones de energía para cubrir la demanda producida por las actividades de la sociedad en su conjunto, el impacto

Ilustración 8 Costo de combustibles utilizados para generación SNI.

El control de un sistema de potencia y la utilización de la flexibilidad conlleva las siguientes ventajas:

· Incremento de cargabilidad y uso más eficiente de los sistemas de transmisión. · Control de flujos de potencia. · Mejora la estabilidad del sistema. · Mejora la seguridad del sistema. · Mejora la confiabilidad del sistema. · Adiciona la flexibilidad para nuevas centrales

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de generación. · Disminuye la necesidad de nuevas líneas de transmisión. · Beneficios ambientales debido a la mejora de la infraestructura existente.

Conclusiones • Mediante la implementación de la flexibilidad en el Sistema Eléctrico Ecuatoriano en las diferentes etapas, se lograría satisfacer la demanda de energía eléctrica en el país y la región con la integración de nuevas fuentes de energía renovable variable, solar eólica y centrales hidráulicas con regulación energética diaria u horaria. • Aprovechar efectivamente los recursos de generación y transmisión instalados en el S.N.I., utilizar de mejor manera las centrales de generación nacional, así como las líneas de transmisión más congestionadas. • Afrontar la variabilidad de la evolución de los precios de los combustibles.

el 19 de 03 de 2019, de El portal de estadísticas: https:// es.statista.com/estadisticas/635114/precio-medio-delcrudo-fijado-por-la-opep/ Agency, I. R. (2017). Electric Vehicles Technology Brief. Abu Dhabi: IRENA. Bank, T. W. (31 de 12 de 2017). Data. Recuperado el 23 de 10 de 2019, de https://data.worldbank.org/indicator/ eg.elc.accs.zs CENACE, O. N. (2019). Informe Operativo Anual. Quito: CENACE. Change, I. P. (2018). IPCC Report 2018. Geneva: IPCC. Council, W. E. (2013). World Energy Scenarios Composing energy futures to 2050. Switzerland: World Energy Council. Council, W. E. (2018). World Energy Trilema Index. London: World Energy Council.

• Incrementar la seguridad del suministro de energía eléctrica dentro del S.N.I.

Energy, U. D. (13 de 03 de 2019). eia. Recuperado el 19 de 03 de 2019, de U.S. Energy Information Administration: https://www.eia.gov/dnav/ng/hist/rngwhhdM.htm

• Oportunidad de implementación de nuevos esquemas de remuneración a los participantes por implementación de sistemas flexibles en cada una de sus etapas.

Guayaquil, R. (04 de 02 de 2019). Flota de buses eléctricos para Guayaquil fue recibida en el Puerto de Manta. Guayaquil, Guayas, Ecuador.

• Preparar al S.N.I ante la evolución de la demanda, como movilidad eléctrica, almacenamiento y autoproducción e incentivar a una participación más activa de la demanda, en respuesta a la variación de producción de energía de fuentes renovables.

International Renewable Energy Agency, I. (2018). Power System Flexibility for the Energy Transition. Abu Dhabi, EAU: IRENA.

• Y por último, la implementación de sistemas flexibles disminuiría las emisiones de gases de efecto invernadero del S.N.I., contribuyendo con el objetivo de mantener el incremento de la temperatura media mundial muy por debajo de 2°C, con respecto a los niveles preindustriales (IPCC, 2018).

Recomendaciones Implementar dentro de la planificación del Sector Eléctrico Ecuatoriano políticas de flexibilidad en los sistemas eléctricos de potencia.

Referencias bibliográficas (OPEP), O. d. (19 de 03 de 2019). statista. Recuperado

International Renewable Energy Agency, I. (2019). People, Planet and Prosperity. Abu Dhabi: IRENA. IPCC. (2018). Global Warming of 1.5°C. Switzerland: Interngovernmental Panel on Climate Change. Mundi, I. (11 de 03 de 2019). Index Mundi. Recuperado el 19 de 03 de 2019, de https://www.indexmundi.com/es/ precios-de-mercado/?mercancia=diesel&meses=120 Nations, U. (2016). Paris Agreement. Paris: United Nations. Redacción. (01 de 01 de 2019). Después de cinco años eñ tranvía da un alivio a Cuenca. Recuperado el 22 de 03 de 2019, de El tiempo: https://www.eltiempo.com.ec/ noticias/cuenca/2/cinco-anos-tranvia-cuenca Transportation, T. I. (2017). Expanding access to electric mobility in the United States. Washington: icct. Universo, E. (30 de 04 de 2017). Cooperativa con taxis eléctricos ya opera en Loja. El Universo, pág. 1.

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GENERACIÓN ELÉCTRICA Y CENTRAL COCA CODO SINCLAIR Mgs. Gonzalo Uquillas Vallejo Gerente General CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR, CELEC EP

1. ¿Cuál es el estado de las plantas de generación en el país y cuál es su capacidad instalada?

2. ¿Se despacha toda la capacidad instalada para abastecer la demanda del país?

Las centrales que pertenecen a CELEC EP e integradas al Sistema Nacional Interconectado (SNI), depende básicamente del despacho operativo solicitado por el Operador Nacional de Electricidad, CENACE para abastecer la demanda requerida por el sistema. Algunas unidades de generación actualmente se encuentran en mantenimientos planificados, mismos que han sido analizados y autorizados previamente por el CENACE, así como también existen mantenimientos no programados que se presentan como consecuencia de imprevistos operativos.

El despacho de operación de las diferentes centrales que pertenecen a CELEC EP, obedece a un análisis técnico y económico que lo realiza el Operador Nacional de Electricidad, conforme a los requerimientos de demanda del Sistema Nacional Interconectado. Durante octubre CELEC EP aportó con el 86,38% de energía neta al S.N.I., para cubrir la demanda.

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3. ¿Qué tipo de energía entrega CELEC EP al sistema interconectado? Durante octubre la composición de la energía entregada por CELEC EP conforme el despacho técnico económico solicitado por el CENACE, para abastecer la demanda nacional se compuso de la siguiente manera: hidroeléctrica 1.760.400, térmica 190.313 y no convencionales 7.587 (MWh)

4. ¿Qué porcentaje de la energía hidroeléctrica generada para abastecer el país significa la producción de COCA CODO? En el mes de octubre la demanda nacional del Sistema Nacional Interconectado fue de 2.254 GWh, energía que fue cubierta en parte por los 634 GWh generados por la central Coca Codo Sinclair, es decir el 28% de la demanda nacional es cubierta por la central Coca Codo Sinclair de CELEC EP. 5. ¿Cuál es el estado actual de la hidroeléctrica Coca Codo Sinclair y que riesgo existe con el proceso de regresión de la cascada San Rafael? La central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair trabaja con normalidad y cumple a cabalidad los requerimientos energéticos del Operador Nacional de Electricidad. La erosión regresiva hasta el momento no tiene ninguna afectación en la operación y mantenimiento de la central. El frente de erosión se localiza a la altura del campamento La Loma, a 7.6 Km desde la antigua cascada San Rafael. Desde hace más de 70 días no se aprecian indicios de avance de la erosión, cuya velocidad promedio de avance resulta ser de 26.30 metros por día. El caudal de 30 m3/s se mantiene en este nivel desde el 25 de octubre. El riesgo de avance de la erosión hasta las obras de captación se mantiene. Para enfrentar esta amenaza, CELEC EP realiza obras emergentes en el cauce del río, estudios que permitan

efectuar diseños definitivos de obras destinadas a mitigar los impactos de este fenómeno erosivo y, finalmente, la pertinente construcción. 6. ¿Cuáles son las obras planificadas para mantener a salvo la Central Coca Codo Sinclair? El Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables y la Corporación Eléctrica del Ecuador, basado en la primera declaración de emergencia del 11 de mayo de 2020, desarrolló estudios preliminares topográficos, hidrológicos y geológicos, complementados con la entrega de Diseños Conceptuales de obras emergentes. Además, la Gerencia General de CELEC-EP conformó la Comisión Ejecutora Río Coca (CERC), para estudiar, mitigar, controlar y remediar los efectos actuales y aquellos potenciales del fenómeno de erosión del río. También, para materializar acciones y obras que contribuyan al tratamiento integral de esta problemática, salvaguardando la integridad y funcionalidad de la infraestructura de la Central Coca Codo Sinclair, tanto en el corto, mediano y largo plazo. En la segunda declaratoria de emergencia, dada el 18 de agosto de 2020, se contemplaron acciones para evitar afectaciones en la infraestructura estratégica y productiva del sector eléctrico, las mismas que están en ejecución, señalando entre las principales: contratación de estudios complementarios (fluviomorfológicos y geológicos); adquisición de equipo para levantamientos topográficos mediante sistema Lidar; diseño definitivo de obras; y construcción de estructuras provisionales. Toda la obra de prevención se ejecuta conforme las normas de contratación pública de emergencia y en los tiempos establecidos en la normativa legal vigente. Los levantamientos topográficos mediante el sistema Lidar, que utiliza drones, se ha implementado con el propósito de monitorear la erosión regresiva del río y las estructuras e instalaciones que conforman la Central; determinar zonas vulnerables y apropiadas para la construcción de obras emergentes, provisionales y aquellas que corresponden a los diseños definitivos; y para actualizar el modelo fluviomorfológico. En la cuenca del río Coca, CELEC EP desarrolla actividades en dos frentes de trabajo. El primero, ubicado aguas arriba del puente de ingreso a la Ventana 2, sitio en el cual se ha culminado la construcción de un dique con contenedores metálicos, a fin de disminuir o ralentizar el proceso erosivo del cauce del río. Se han colocado 12 contenedores metálicos rellenos con hormigón y

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protegidos con enrocado aluvial, colocando tanto aguas arriba como aguas abajo de estos elementos. El otro frente de intervención se refiere a la construcción de diques con rocas aluviales, escalonados hacia aguas abajo del frente de erosión, el cual se encuentra situado a 700 metros aguas arriba del puente de ingreso a la Ventana 2; se trabaja con maquinaria alquilada por CELEC EP. A la fecha se ha concluido la construcción de tres diques con roca y uno con contenedores. Para conocer la efectividad de las obras emergentes, se debe realizar un monitoreo del comportamiento de éstas frente a las variaciones de caudal del río durante la época de invierno, es decir, cuando se produzcan las condiciones más desfavorables. Respecto a las perforaciones, hasta el momento, de las seis programadas se han finalizado cuatro, registrándose un avance del 80% con respecto a la altura de perforación, una en el margen derecho del río y tres en la izquierda. La quinta se encuentra en plena perforación y la sexta se está reubicando. De manera permanente se revisa y analiza los parámetros hidrológicos, se efectúan estudios hidráulicos, geofísicos y geotécnicos; recopilación y monitoreo permanente de información especializada; diagnóstico de la evolución morfológica del río debido al colapso de la cascada de San Rafael. Dentro de las acciones planificadas también está la construcción de un camino de acceso por el margen derecho, aguas abajo del puente de acceso a la Ventana 2, con miras de extenderlo hacia aguas arriba; acopio de rocas y material existente en el margen derecho del río, el cual servirá para la conformación de diques flexibles que retarden el proceso de socavación y que puedan ser repuestos; y el análisis del talud del margen izquierdo para determinar la posibilidad de tener un acceso al río y definir la estabilidad de este talud. También, continuaremos con el estudio del perfil de la socavación del río y particularmente la búsqueda de sitios duros para la ubicación de obras de control, mediante investigaciones directas e indirectas en las zonas prioritarias identificadas. 7. ¿Las obras previstas en la Central Coca Codo Sinclair, son una solución a largo plazo? Desarrollamos obras provisionales emergentes, que nos permitan ralentizar el proceso de erosión, y de esta manera poder ejecutar en el corto y mediano plazo, los estudios, diseños y ejecución de las de obras de control.

La Corporación Eléctrica del Ecuador contrató el diseño definitivo de obras de control, con la finalidad de ralentizar la erosión regresiva del río Coca, y de esta manera salvaguardar la integridad de las obras de captación de la Central Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair. Una vez concluidos los diseños se dispondrá del detalle de las obras a ser ejecutadas; por lo tanto, se conocerá en ese momento la ubicación exacta y los montos. Por ahora, se analizan dos alternativas: la construcción de pantallas de pilotes de hormigón armado y/o la inyección a presión de hormigón para consolidar el material, técnica conocida como Jet Grouting. Todo está supeditado a los estudios que actualmente se están realizando y a los pertinentes diseños definitivos de las obras a ser implementadas. CELEC EP monitorea, en forma regular y permanente, los cambios que se presenten para emprender en acciones técnicas inmediatas, según las condiciones lo obliguen, hasta lograr el equilibrio del perfil del cauce del río, tema que podría durar algunos años. 8. ¿Cuál es el presupuesto para estas obras de prevención? Las contrataciones ejecutadas dentro de la Declaratoria de Emergencia suman alrededor de 2 millones de dólares en el 2020, y corresponden a: perforaciones geotécnicas y sísmicas; estudio fluviomorfológico del río Coca; adquisición de dron para levantamientos topográfico mediante sistema Lidar; diseño definitivo de obras destinadas a minimizar los efectos de la erosión (a ser ubicadas aguas abajo de la captación); alquiler de maquinaria para conformación de diques con escollera; construcción de diques empleando como núcleo contenedores metálicos rellenos de hormigón y protegidos con material aluvial de grandes dimensiones; y análisis de la estabilidad del puente de ingreso a la Ventana 2 con sus respectivas obras de protección. Se desarrollarán grandes infraestructuras de ingeniería que, por su naturaleza, no se han hecho en el país, como es la construcción de pantallas de pilotes o inyección a presión de hormigón para consolidar el material, técnica conocida como Jet Grouting; estas obras pretenden ayudar a detener la velocidad del caudal del río. Se estima que las mismas pudieran llegar a los USD 120 millones de inversión durante el 2021 y 2022.

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Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair Fuente: Archivo CELEC EP

9. ¿Cuál sería la afectación a la hidroeléctrica de no controlar este proceso regresivo? La central Coca Codo Sinclair tiene varios componentes: captación, túnel de conducción, embalse compensador, tubería de presión, casa de máquinas, túnel de descarga, entre los principales. La infraestructura que está en riesgo por la erosión del río Coca son las obras que conforman la captación. Para enfrentar esta amenaza, CELEC EP se encuentra realizando obras emergentes en el cauce del río, y los estudios que permitan efectuar los

diseños definitivos de las obras de control, y su posterior construcción. De esta manera se logrará proteger estas instalaciones. 10. ¿Cuáles son sus conclusiones acerca de esta problemática en la Central Coca Codo Sinclair? La erosión regresiva en el río Coca es un fenómeno natural, dada su magnitud se le podría catalogar como único en el mundo. Por esta razón, desde un inicio, CELEC EP asumió con responsabilidad absoluta, el análisis de

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las opciones técnicas para ralentizar el poder erosivo del río, planificando, diseñando y construyendo obras para proteger la captación de la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair. Con este objetivo se han tomado decisiones administrativas y técnicas, como es la constitución de la Junta Consultiva ad honorem, que está integrada por técnicos de primer nivel en materia de geología, hidrología e hidráulica, quienes brindan apoyo técnico a la Gerencia General para la toma de decisiones.

También se constituyó la Comisión Ejecutora Río Coca, que depende de la Gerencia General de CELEC EP, con la finalidad de llevar a cabo los procesos técnicos, administrativos y de contratación pública, con la agilidad que exigen estas circunstancias de emergencia, en el marco de la legislación vigente en materia de contratación pública. El desarrollo de las obras avanza en función de los tiempos que impone la legislación Ecuatoriana.

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GESTIÓN SUSTENTABLE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Ing. Diego Álvarez Jefe Sección Técnica del Departamento de la Zona Oriental EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE S.A Ing. Carlos Castellanos Ex Funcionario Departamento de la Zona Oriental EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE S.A

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os pueblos indígenas de la Amazonía ecuatoriana viven en una diversidad de ecosistemas, realidades territoriales, culturales y demográficas con sus propios valores y estatus sociopolíticos, relacionados a su peso poblacional, su poder político o el tipo de acuerdos constructivos que han establecido con el Estado.

Esto ha llevado al Área de Energía Renovable de la EEASA, AER, a idear un modelo de gestión que permita involucrar a los beneficiarios, puesto que, si el servicio se origina de una verdadera necesidad; y quienes más sufren los efectos de los malos servicios son los propios beneficiarios, es a ellos a quienes más debería importarles.

La variedad mencionada impone una serie de desafíos territoriales, sociales, culturales e institucionales que han dificultado la provisión de servicios públicos autosustentables en el interior de la frontera ecuatoriana, provocando desconfianza y conflicto en cada una de las comunidades, donde las soluciones mejor intencionadas y elaboradas con el mayor cuidado, llegan a carecer de impacto, por no ser llevadas a cabo considerando las particularidades de sus culturas y territorios.

Además, tienen mejor información, respecto a lo que quieren o sucede sobre el terreno. Sin embargo, darles la potestad total en el control y gestión de sus servicios, tampoco es oportuno, sin una adecuada transición que asegure su capacidad y compromiso para asumir plenamente esta responsabilidad. Y es aquí, donde la función y el alcance social de la Empresa, pueden infundir la suficiente representatividad para ajustar de manera gradual las reformas y regulaciones comerciales, técnicas y logísticas que sean pertinentes a la realidad y desafíos de las culturas y territorios de las comunidades.

Lo anterior, impone de un cambio en la forma que esta se organiza sobre el terreno, con procesos más inclusivos y participativos, donde las instituciones necesitan adaptarse al contexto local trasladando convenientemente a los beneficiarios la corresponsabilidad de que el servicio funcione.

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Área de cobertura del servicio Comprende toda el área fronteriza de Pastaza que se extiende desde la terminación de los carreteros rurales en cada uno de los principales puertos fluviales, hasta llegar a la frontera ecuatoriana con el país vecino Perú. Se atiende a 33 comunidades dispersas sobre todo el área de cobertura del servicio eléctrico, de acuerdo al siguiente detalle: • Río Pastaza: Wisui, Chupi, Achuar, Copataza, Santial, Mashient, Guaraní, Charapacocha, Suwa, Wayusentsa y Kusutkau; • Río Bobonaza: Mawkallacta, Muripichi, Santo Tomás, Boveras, Playas, Manku Urku y Tinkias; • Río Corrientes: Alto Corrientes, Makusar, Iniak y Yutsuntsa;

• Falta de infraestructura y transporte multimodal; • Falta de mecanismos de recaudación remota; • Desconfianza de los usuarios con la naturaleza legal y social del servicio; • Falta de pagos a técnicos locales que genere confianza mutua; y, • Falta de coordinación con autoridades y organizaciones locales.

Plan de operación • La gestión, en adelante “gestión operativa del servicio”, se realizará en tres segmentos: comercial, técnico y logístico;

• Río Conambo: Conambo, Suraka, Santa Rosa y Juyuintsa; • Río Pinduyaku: Yanayaku y Wiririma; • Río Villano-Curaray: Kallana, Valle Hermoso, Nina Amarun, Sisa, Lorocachi;

Dificultades y desafíos 1. Costos de operación y mantenimiento altos y subsidiados • Condiciones climáticas variables y adversas; • Opciones de transporte fluvial y aéreo, peligrosos y costosos; • Dificultad de acceso y movilidad entre comunidades; • Dificultad de programar mantenimientos e ingresos de manera remota; • Incumplimiento de obligaciones por parte de los técnicos comunitarios; • Falta de empoderamiento de los proyectos por parte de los beneficiarios; e, • Intervención de personal no autorizada en los sistemas. 2. Balance de recaudación negativo • Falta de socialización del modelo de gestión y naturaleza social del servicio;

• Se llamará “período de servicio”, a la periodicidad mensual, bimensual, trimestral, semestral o anual con la cual se ejecutarán las actividades de gestión operativa; • Se llamará “inicio del servicio”, al mes desde el cual se empezará la gestión operativa sin discriminación por el día; • Se llamará “días de atención”, al número de días laborales en los cuales se realizará la gestión operativa en cada período de servicio; • La gestión operativa del servicio puede ser realizada de las siguientes formas: programada y no programada; • La gestión operativa del servicio puede ser atendida bajo las siguientes modalidades: intervención local (por parte de técnicos comunitarios de las comunidades) y asistencia remota (desde el AER de la EEASA); o, en su defecto, intervención remota (desde el AER de la EEASA) y asistencia local (por parte de los técnicos comunitarios); • La gestión operativa del servicio puede ejecutarse bajo los siguientes itinerarios: recorridos (por cada comunidad), rutas (por grupos de comunidades), y/o circuitos (por ríos navegables); • Cada opción del itinerario tendrá su respectivo espacio de trabajo identificado como: local de operación para recorridos, unidad de operación para rutas y centro de operación para circuitos; • La gestión técnica del servicio demandará de tres tipos

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de funciones: supervisión, coordinación y operación; cada una con su respectivo supervisor, coordinador y operador, asignados en concordancia con cada opción de itinerario: circuito, ruta y recorrido; • Las funciones de supervisión, coordinación y operación pueden ser llevadas a cabo por personal local (nacionalidad) o foráneo; • Cuando las funciones de operación sean llevadas a cabo por personal técnico de la localidad, se les denominará “técnico y/o alterno comunitario”; • Las labores de supervisión, coordinación y operación pueden ser realizadas por técnicos designados exclusivamente para cada función; o bien, a los técnicos de operación se les puede encargar las actividades de coordinación y supervisión en la ruta y/o circuito respectivo; • Dentro de cada período de servicio, durante los días de atención indicados, un técnico y/o su alterno, recorrerán cada una de las viviendas de los beneficiarios ejecutando las tareas operativas designadas; • La gestión logística del servicio demandará de dos tipos de encomienda:

a. Correo: para el ingreso y salida de facturas, listados de cortes o reconexiones de suministro, listados de retiros o restituciones de sistemas fotovoltaicos, cuadernos operativos, documentación de atención al cliente (solicitudes, reclamos, cartas, etc.), toma de lecturas, en físico y manético (CD, memorias de cámara fotográfica y USB), que se dispondrán en un solo objeto de encomienda llamado “valija comercial-operativa”, en adelante VCO; y,

b. Carga: para retiro e ingreso de equipos averiados, dañados y/o reparados, así como, de materiales, insumos y accesorios, se dispondrá de un solo objeto de encomienda llamada “bóveda de insumos y equipamiento”, en adelante BIE. • La gestión logística del servicio demandará de tres tipos de transporte: terrestre, fluvial y aéreo, para entrada y salida de la comunidad y/o traslado entre comunidades; • Las opciones de transporte aéreo, dependiendo del itinerario elegido, pueden ser llevadas a cabo por las empresas de aviación certificada y avalada que provea el servicio de mejor relación costo/calidad;

• El transporte fluvial se manejará con personas naturales que provean el servicio de mejor relación costo/calidad acorde a la zona y el itinerario elegido; y, • La atención al cliente y servicio de recaudación, en cada itinerario, pueden ser realizadas por el técnico comunitario y/o una persona que sea designada de manera formal y coordinada por la comunidad, GADPR y/o la EEASA.

Actividades comunitario

del

técnico

alterno

Comercial: toma de lecturas registradas fotográfica y físicamente, entrega de cartas de luz y facturas, recaudación de haberes, atención a clientes, cortes y reconexiones del suministro, retiro y restitución de sistemas, supervisión - sanción por hurtos de energía y alerta por adeudo de consumo de energía. Técnica: monitoreo del estado eléctrico de los sistemas, despeje temprano de fallas, revisión y diagnóstico de equipos, revisión y rehabilitación de sistemas fotovoltaicos, extracción, etiquetado y almacenaje de equipos averiados y/o dañados, supervisión del cuidado y buen uso de los sistemas por parte del abonado, limpieza, reparación y refacciones básicas, realización de cambios de sitio y/o domicilio de SFV. Logística: preparación de las valijas comercial-operativa y bóveda de insumos y equipamiento, coordinación del despacho de: ingreso, salida y/o traslado de las valijas, sea aérea, fluvial y/o terrestre. Los requerimientos energéticos de las comunidades son una realidad que no se puede eludir apelando al aparente distanciamiento tecnológico y cultural de las mismas, pero también es un hecho que aunque la constitución del Ecuador garantiza como derecho para todo ciudadano ecuatoriano el acceso universal a un servicio de electricidad de calidad, el cumplimiento de este derecho en zonas fronterizas del territorio ecuatoriano ha demostrado ser un desafío territorial, técnico, económico, social e institucional. Convirtiéndose así, la falta de una alternativa sostenible y equilibrada de electrificación, en un obstáculo persistente para la inclusión y bienestar de los pueblos indígenas. Como Área de Energía Renovable se ha querido afrontar esta necesidad energética como una oportunidad para fomentar la organización, legalidad y formalidad de las comunidades, factores claves para impulsar su inclusión en la sociedad ecuatoriana; considerando su derecho a

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acceder a todos los beneficios del mundo moderno sin poner en riesgo sus formas de vida. Este modelo busca fomentar sus valores de soberanía y pertenencia de manera que se pueda infundir la formalidad y compromisos necesarios que garanticen la sostenibilidad del servicio, mediante políticas que refuercen su identidad y confianza en el deseo fraterno de integrarlos a un país que no se ha dado la oportunidad de conocerlos. Sin embargo, hay que estar preparados para reconocer y aceptar que quizás los pueblos en sus formas de vida tradicionales terminen por no garantizar la sostenibilidad del servicio, sea por miedo a perder su identidad y autodeterminación, al sentirse vulnerables respecto a sus capacidades, habilidades y conocimientos tradicionales, o simplemente porque su tejido social, económico y político no ha alcanzado ni el tamaño ni el nivel de organización y legalidad para recibir un servicio básico de acceso público basado en una economía de escala;

lo cual, plantea la necesidad de una estrategia de electrificación que maneje correctamente el riesgo, y sobre todo, que conjugue principios de solidaridad y corresponsabilidad sin perder el horizonte de negocio.

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EL SECTOR ELÉCTRICO PILAR FUNDAMENTAL EN MOMENTOS DE CRISIS Ing. Héctor Barrera, Msc. Director del Departamento de Subtransmisión EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE S.A Ing. Bryan Marquéz Técnico del Departamento de Subtransmisión EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE S.A Ing. Andrés Tirado Técnico del Departamento de Subtransmisión EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE S.A

esde el mes de diciembre del 2019, la pandemia del Covid-19 se propagó por el mundo provocando una crisis económica y social mundial sin precedentes, afectando significativamente a todos los aspectos de la vida, incluido el sector energético. El aislamiento y la paralización de las actividades generó la disminución del consumo eléctrico: 25% en Italia, 20% en Francia y 12% en el Reino Unido.

Otra preocupación es el impacto de la reducción de la demanda en los flujos de efectivo de las empresas de servicios públicos y el efecto indirecto que esto tiene en el sector energético. En el Ecuador, el lunes 16 de marzo del 2020, el presidente Lenín Moreno, declaró estado de excepción para contener la propagación del coronavirus y se

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impusieron varias restricciones a la circulación de personas y actividades económicas, excepto salud, servicios básicos, seguridad, atención de riesgos y aquellas que por emergencia los ministerios decidieron mantener abiertos.

• Sistema de supervisión, control y adquisición de datos, scada Interactúa con todos los dispositivos y sensores de campo.

Las medidas de aislamiento, incrementaron la presión a los sistemas de servicios públicos como energía eléctrica, agua, saneamiento, comunicaciones, servicio de internet, entre otras; dado que su continuidad es vital para mantener dichas medidas. Como la electricidad no puede almacenarse en grandes cantidades, la generación y el suministro de energía para un día determinado, se planifican según el pronóstico de la demanda y depende su continuidad de la operación en tiempo real.

El Centro de Control Regional de Energía de la Empresa Eléctrica Ambato, CECON, fue fundamental para garantizar la continuidad y calidad del servicio público de energía eléctrica, dentro de los parámetros de calidad establecidos por los entes reguladores, monitoreando de forma ininterrumpida los 365 días de año en toda el área de concesión. El Sistema Avanzado de Gestión de Distribución, ADMS, ofrece el potencial para satisfacer estas necesidades operativas. Realiza la integración de sistemas, imprescindibles para operar y mantener los requerimientos de confiabilidad, calidad de energía, seguridad, participación del cliente e inmutabilidad ante condiciones climáticas y ambientales.

Desde el CECON se monitorea la nueva realidad de los consumos de energía del área de concesión de la EEASA, situación que presenta un cambio de noviembre 2019 a febrero de 2020, con un crecimiento de la demanda en un promedio del 2%, en comparación con los años 2018 y 2019. Durante las restricciones de movilidad, el consumo energético experimentó una disminución del 16,06% en el mes de abril y 12,08% en mayo en sus dos primeras semanas. La demanda de energía del mes de abril 2019 fue 58,84 GWh/mes y abril 2020 de 49,39 GWh/mes. En la Figura 1 se muestra la variación porcentual mensual de la demanda de energía eléctrica en el periodo enero 2019 – mayo 2020, comparado con enero 2018 – mayo 2019, es decir el primer valor corresponde a la variación porcentual enero 2018- enero 2019.

Estos sistemas principales que permiten el buen funcionamiento son: • Sistema de información geográfica, gis Proporciona información sobre la topología e inventario de equipos de la red; • Sistema de gestión de interrupciones, oms Involucra recursos humanos y computacionales, ayuda a la restauración de energía; y,

Figura 1. Cambio porcentual mensual del consumo energético enero 2019 a mayo 2020

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De manera similar, en los meses de diciembre 2019 a marzo de 2020, existió un crecimiento aproximado del 1% en la demanda de potencia en comparación con el mismo periodo 2018 y 2019. En el mes de abril se registró un decremento del 12,52%, pasando de 123,45 MW a 108,00 MW. En las dos primeras semanas de mayo del 2020, se evidencia una reducción del 4.68% comparado con mayo 2019, lo que indica que de a poco se sigue retomando y reactivando las actividades en la “nueva normalidad”. En la Figura 2 se muestra la variación de la demanda de potencia en el periodo enero 2019 – mayo 2020, comparado con enero 2018 – mayo 2019, es decir el primer valor corresponde a la variación porcentual enero 2018 - enero 2019.

Figura 2. Cambio porcentual mensual en la demanda máxima de potencia eléctrica enero 2019 a mayo 2020

De la misma manera, al realizar un análisis comparativo de un determinado día para este caso (miércoles) antes y durante la emergencia sanitaria, podemos observar el impacto que tuvo en las primeras semanas la variación del consumo de energía y la demanda máxima en alimentadores predominantemente residencial, comercial e industrial. Entre el 4 marzo y el 25 de marzo del 2020, presenta resultados muy claros de la situación que atravesó el área de concesión de la EEASA en cada tipo de clientes, lo que se indica en la Tabla 1:

De los datos obtenidos, se determina que el consumo de energía, en los alimentadores industriales que suministran al Parque Industrial Ambato cae en un 76% y 85%; de igual forma, en los alimentadores Subterránea y Pérez de Anda que sirven al centro de Ambato, la mayoría clientes comerciales, su consumo disminuyó en un 45% y en un 34% respectivamente. En cuanto a los alimentadores residenciales urbanos como Miraflores y San Antonio no tuvieron mayor variación de la energía consumida 0,8% y del 6,8% respectivamente, de la misma manera ocurre en alimentadores residenciales rurales Quero y Quisapincha en los que se tuvo una reducción del 5,3% y 10,7%. Establecer planes que aseguren la continuidad del servicio durante la época de crisis fue clave; para este propósito, la EEASA priorizó el fortalecimiento de plataformas tecnológicas; implementó paralelamente medidas de seguridad que permitan desarrollar los trabajos en forma segura con base a las actividades contempladas en: el protocolo del Centro de Control de la EEASA frente a la crisis; plan de contingencia para la operación de los sistemas eléctricos de distribución de las empresas distribuidoras desde el Centro de Control Nacional de Distribución; protocolo general de salud y prevención ante el covid-19; plan de contingencia de la EEASA ante la emergencia del covid-19; y, plan de emergencia de EEASA ante riesgos biológicos. El gran reto del sector eléctrico en general ante esta crisis, es mantener la continuidad y calidad del servicio en condiciones óptimas para atenuar los efectos sociales, el impacto económico y asegurar la sostenibilidad de las empresas eléctricas en el País.

Tabla 1. Cambio porcentual en la demanda máxima de potencia y energía consumida por tipo de clientes el 4 de marzo y el 25 de marzo del 2020

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TRANSICIÓN HACIA LA NUEVA MODALIDAD DE CURSOS VIRTUALES MBA. Marisol Álvarez Chicaiza Jefa Administrativa ECUACIER

or décadas la capacitación presencial ha sido la principal modalidad en la que las instituciones buscan la formación directa, ya que es idónea para el intercambio de ideas, puntos de vista y la aclaración de dudas que se generan en el trabajo diario. Sin embargo, hoy en día la tecnología es una herramienta cada vez más fuerte en los programas de capacitación continua. Ante ello en cumplimiento de nuestros objetivos, que es el formar capital humano especializado para la profesionalización y productividad en el sector, se ha implementado en los últimos meses una serie de programas de capacitación en línea debido al aislamiento social exigido por la pandemia del coronavirus, lo cual generó un explosivo aumento en la capacitación y el trabajo a distancia, con el consecuente uso de computadores y

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tecnologías de apoyo. El ECUACIER, no ha sido ajeno a este proceso, lo que ha requerido que tanto los participantes de los diferentes cursos como sus funcionarios se adapten a esta nueva realidad, por tal motivo recurrimos y nos adecuamos a la modalidad de la capacitación en línea a través de la plataforma zoom, que nos ha permitido en cada evento contar con la presencia virtual de hasta 1000 personas. En nuestra organización vemos a los eventos virtuales como una gran oportunidad de desarrollo y crecimiento tanto para nosotros como para nuestras empresas socias. Y como en todo proceso de cambio o transición hemos evidenciado ventajas como: mejor retención de los conocimientos, aprovechamiento del tiempo y sobre todo la facilidad de poderse conectar desde cualquier lugar, eliminando la barrera del espacio geográfico. De igual manera también hemos afrontado desventajas como la falta de compromiso al momento de conectarse diariamente, ya que un curso online implica responsabilidad y sobretodo autodisciplina para poder cumplirlo y finalizarlo. Sin embargo hemos podido afrontar cada aspecto y sacar provecho de las diferentes perspectivas para poder mejorar y continuar con esta gran responsabilidad de las capacitaciones. Cada vez que iniciamos un programa de formación y desarrollo para el COMITÉ ECUATORIANO DE LA COMISION DE INTEGRACIÓN ELÉCTRICA REGIONAL ECUACIER, entregamos todo nuestro esfuerzo y dedicación para cumplir con los objetivos de los cursos, seminarios, talleres y conferencias que nos comprometemos con el sector eléctrico de la región.

Conforme a ello en los últimos años hemos venido desarrollando e implementado herramientas orientadas a medir el impacto de la capacitación y a verificar el retorno sobre la inversión. Algunos de estos instrumentos miden el mejoramiento del desempeño en el puesto de trabajo y desarrollan modelos que permiten establecer la curva de aprendizaje en cada uno de los participantes en las actividades de capacitación. Por otra parte, la gran expectativa de quienes tienen la responsabilidad de liderar los procesos de capacitación es la de poder medir los resultados de las intervenciones de desarrollo y formación que contribuye cada empleado en la organización con mayor motivación y aportando con lo aprendido para mejorar su área laboral y así poder tener una comunidad satisfecha, tanto internamente en la organización como externamente hacia los clientes. Por lo tanto, debemos ver a la capacitación del personal como una inversión y no como un gasto. Se debe analizar las necesidades y requerimientos de los empleados para una adecuada toma de decisiones, reflexionar y valorar como esta sigue siendo sólida y aporta al crecimiento personal e institucional. Aprovechar las capacitaciones en las áreas operativas, para que el sector pueda servir a la comunidad internamente y externamente, de una manera eficiente y efectiva. El ECUACIER sigue cumpliendo con el objetivo de integrar y capacitar al Sector Eléctrico Ecuatoriano.

CONGRESOS, CONFERENCIAS, SEMINARIOS Y CURSOS 2020 EVENTOS ADMINISTRATIVOS LINEAMIENTOS PARA EL DESARROLLO DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO. TALLER DE EXCEL AVANZADO. GENERACIÓN DE VALOR AL CLIENTE Y EMPRESA A TRAVÉS DE LA GESTIÓN DE PROCESOS. SISTEMA DE GESTIÓN DE LA CALIDAD ISO 9001:2015. GENERALIDADES DEL TELETRABAJO. DIRECTRICES PARA EL RETORNO AL TRABAJO SECTOR PÚBLICO Y EL TELETRABAJO. PROTOCOLOS PARA LA BIOSEGURIDAD EMPRESARIAL PARA PREVENIR LOS CONTAGIOS DEL COVID -19 EN LOS TRABAJADORES. CURSO DE FORMACIÓN EN CONTRATACIÓN PÚBLICA PARA ENTIDADES CONTRATANTES. COMUNICACIÓN EN TIEMPO DE OPORTUNIDADES. SEGURIDAD, PROTOCOLOS DE PREVENCIÓN EMPRESARIAL SOBRE CORONAVIRUS. GESTIÓN DE PROYECTOS. SEMINARIO: RESILIENCIA ORGANIZACIONAL EN TIEMPOS DE COVID – 19. SEMINARIO TÉCNICO AVANZADO EN REDACCIÓN, ORTOGRAFÍA Y ARCHIVO. CURSO DE FORMACIÓN EN CONTRATACIÓN PÚBLICA FASE PREPARATORIA Y FASE CONTRACTUAL. SEMINARIO EVITE ERRORES TRIBUTARIOS: ACTUALIZACIÓN TRIBUTARIA DE IVA, RETENCIONES DE IR E EMPUESTO A LA RENTA. ORIENTACIÓN Y EXCELENCIA EN EL SERVICIO AL CLIENTE. MOTIVACIÓN Y SUPERACIÓN PERSONAL, ALIMENTA TU CONFIANZA. LA ADMINISTRACIÓN Y FISCALIZACIÓN DE CONTRATOS ALINEADO AL SISTEMA NACIONAL DE CONTRATACIÓN PÚBLICA Y ACTUALIZACIÓN DE LAS NUEVAS REFORMAS. GESTIÓN POR PROCESOS EN LA ERA DIGITAL. SEMINARIO INTELIGENCIA EMOCIONAL. CURSO REDES SOCIALES Y ENTORNO DIGITAL. CONVERSATORIO ÉTICA: ÉTICAS Y OPINIÓN PÚBLICA. CURSO MODULAR: LEY ORGÁNICA DE APOYO HUMANITARIO PARA COMBATIR LA CRISIS SANITARIA DERIVADA DEL COVID-19. ELABORACIÓN DE INFORMES TÉCNICOS Y PRESENTACIONES EFECTIVAS. COMO OPTIMIZAR EL CLIMA LABORAL. IMPLEMENTADOR DE HERRAMIENTAS SOBRE EL PENSAMIENTO LEAN. DISEÑO E IMPLANTACIÓN DE UN SISTEMA DE GESTIÓN DE LA CALIDAD BASADO EN LA ISO 9001:2015. LA ACTITUD MENTAL POSITIVA PERMANENTE ES EL ÚNICO CAMINO AL ÉXITO. ACTUALIZACIÓN TRIBUTARIA. PROYECTO DE VIDA Y TOMA DE DECISIONES. FUNDAMENTOS Y GESTIÓN DE PROYECTOS CON METODOLOGÍAS ÁGILES. FIRMA ELECTRÓNICA. LA GESTIÓN Y LA ADMINISTRACIÓN DEL TIEMPO. DISPUTAS INTERNACIONALES POR EL DOMINIO DEL MERCADO.

EVENTOS TÉCNICOS VI CONGRESO NACIONAL DE SEGURIDAD Y SALUD OCUPACIONAL. DISEÑO DE SISTEMAS SOLARES FV Y MODELOS DE NEGOCIOS. CURSO DE ESTUDIOS GEOTÉCNICOS PARA DEFINICIÓN DE CIMENTACIONES. LINIEROS EN ACCIÓN. IDENTIFICACIÓN Y CONTROL DE RIESGOS EN TRABAJOS CON LÍNEAS ENERGIZADAS. CURSO ESTABILIDAD Y CONTROL DE VOLTAJE EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA. ESTABILIDAD Y CONTROL DE FRECUENCIA Y ÁNGULO EN SISTEMAS DE POTENCIA. EVALUACIÓN Y MEJORA DE LA ESTABILIDAD TRANSITORIA EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA. MOVILIDAD ELÉCTRICA. SISTEMAS DE MONITOREO DE ÁREA EXTENDIDA WAMS PARA LA EVALUACIÓN DE LA SEGURIDAD DINÁMICA EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA. EL RIESGO ELÉCTRICO, COMO MITIGARLO. REQUERIMIENTOS AMBIENTALES PARA EL DESARROLLO DE PROYECTOS DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍAS RENOVABLES. EFICIENCIA ENERGÉTICA Y ENERGÍAS ALTERNATIVAS APLICADAS A LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA. CONFIABILIDAD EN SITEMAS DE DISTRIBUCIÓN. MANTENIMIENTO DE CENTRALES ELÉCTRICAS. PLANEAMIENTO DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. PROYECCIONES DE DEMANDA PARA ANÁLISIS DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

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LA CIER, EL ECUACIER Y LA EEASA Ing. Jaime Astudillo Ramírez Presidente Ejecutivo EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO REGIONAL CENTRO NORTE S.A.

Introducción

n los últimos 50 años, el País ha sido testigo de un frecuente cambio de instituciones que en su momento han afrontado la rectoría, control, regulación y operación del sector eléctrico ecuatoriano; modificaciones que han surgido como resultado de nuevos marcos constitucionales y legales que respondían a una visión coyuntural. En esta línea, el ex-Instituto Ecuatoriano de Electrificación, INECEL, el ex-Fondo de Solidaridad y el actual Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables que absorbió al Ministerio de Electricidad, cada uno con sus especiales características y matices, han marcado etapas definidas en el servicio eléctrico. La siguiente reseña describirá someramente las actividades de tres instituciones: CIER, ECUACIER y EEASA, las dos primeras como organizaciones sin fines de lucro y la tercera, con un objetivo social, dedicada a la distribución y comercialización en la región central del País, con la mayor área de concesión entre el conjunto de empresas de esta naturaleza. Las tres, destacan en el concierto nacional y regional por el hecho de que

han mantenido su objetivo misional, si bien, su estructura organizacional ha debido adaptarse a las nuevas condiciones del entorno, procurando alejarse de las influencias coyunturales; ello, les ha generado una especial impronta y respetabilidad de los diferentes actores.

CIER: qué es y cómo funciona Sobre la base de una propuesta aprobada durante el Primer Congreso de Integración Eléctrica Regional, el 10 de julio de 1964 en Montevideo, Uruguay, se constituyó la Comisión de Integración Eléctrica 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 se integraron en los años siguientes, de tal manera que para el año 1970, la CIER abarcaba al conjunto de los diez países suramericanos. Desde sus comienzos, la CIER disfrutó del apoyo caluroso

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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 generación 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 “i” de “eléctrica” por “energética”, a fin de posibilitar la participación de un mayor espectro de empresas involucradas en la producción, distribución y comercialización de los diferentes tipos de energía. En el presente año 2020, son 16 países latinoamericanos, a través de 9 comités nacionales y 1 regional (CECACIER es el comité regional para Centroamérica y El Caribe), quienes son miembros de la CIER. Reúne a más de 241 empresas, la gran mayoría de éstas, encargadas de la prestación del servicio de energía eléctrica, en sus diferentes etapas funcionales. En su seno confluyen también instituciones reguladoras, de control, operadores del sistema y entes gubernamentales, para constituir la mayor organización de energía eléctrica en la región. Adicionalmente, al momento la CIER tiene un Miembro Asociado, Comisión Federal de Electricidad de México, y varias entidades vinculadas, 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 a sus empresas privadas, públicas y mixtas, e instituciones: en Brasil, BRACIER; en Argentina, CACIER; en Colombia, COCIER; en Perú, PECIER; en Bolivia, BOCIER; y, así en los restantes. En nuestro País, Ecuador, de manera correspondiente funciona el ECUACIER.

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: a) Brindar mayor eficacia a las empresas del sector eléctrico y organismos gubernamentales en los países miembro; b) Establecer la ayuda y cooperación técnica entre

empresas y organismos; c) Formar profesionales en todos los niveles e intercambio entre empresas y organismos; d) Transferir conocimiento, información, experiencias y documentación en campos técnicos, económicos y legales; e) Desarrollar proyectos con un enfoque regional, considerando la viabilidad de interconexiones eléctricas internacionales; f) Orientar y coordinar las actividades de interés general para empresas y organismos, incluyendo la investigación y el desarrollo; g) Establecer las especificaciones generales y normas técnicas aceptadas en los países miembro; h) Mejorar la utilización de personal técnico y tecnologías a nivel regional; i) Promover una uniformidad regional estadística, profundizada a través de la operación y puesta al día de un banco de datos; j) Racionalizar el uso de energía eléctrica con el objetivo entre otros de optimizar el equipamiento y la operación de las empresas; y, k) Promover la utilización regional de la energía eléctrica con especial énfasis en los problemas ambientes. Para alcanzar sus objetivos, CIER emplea diferentes mecanismos, entre los que se destaca: Reunión anual de Altos Ejecutivos, RAE, para discutir asuntos relacionados con la actividad financiera, la relación entre las autoridades regulatorias nacionales, servicios de consultoría técnica, políticas de equipamiento, mercado eléctrico, etc.; Reuniones de Áreas de Negocios, con encuentros cada dos años, abarcando estudios o análisis de problemas específicos relacionados con los diferentes campos de la industria eléctrica; Seminarios Especiales sobre temas de particular importancia y actualidad; Capacitación directa al personal de las empresas eléctricas a través de un Fondo de Misiones de Estudio que permite becar y financiar especialistas; y, Cursos Presenciales y a Distancia para integrantes de empresas miembro o no miembro de CIER sobre temas permanentes de actualidad.

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

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miembros. La máxima autoridad 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 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. 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. Está integrada por el presidente y cuatro vicepresidentes, que son elegidos en forma alternativa, a efectos de asegurar una cierta continuidad en la conducción. En el siguiente gráfico, se visualiza la actual estructura organizacional de la CIER:

Se puede observar 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 miembros, que propone a la Mesa Directiva 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 institucionales, son 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 regionales.

Directiva de la CIER, periodo 2019-2020 En el Comité Central que se llevó a cabo en Bogotá Colombia, en el mes de marzo de 2020, se eligió la Mesa Directiva de la CIER de la siguiente manera: Presidente: Maximiliano Orfali, BRACIER (Brasil); Vicepresidente de Gestión de Portafolio y Segmentos: Carlos Mario Caro, PECIER; Vicepresidente de Desarrollo Institucional y Sostenibilidad Financiera: Luis Alberto Villordo, PACIER (Paraguay); Vicepresidente de Gestión del Conocimiento: Jaime Astudillo Ramírez, ECUACIER (Ecuador); Vicepresidente de Integración y Relaciones Institucionales: Carlos Pombo, CUCIER (Uruguay); Y, Director Ejecutivo: Tulio Alves, (Brasil).

ECUACIER en el contexto de la CIER ECUACIER, el Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional, se integró a la CIER en noviembre de 1969 a través del ex-Instituto Ecuatoriano de Electrificación. Desde ese entonces, ha jugado el rol de una organización que apoya al sector eléctrico ecuatoriano como entidad, contraparte de la CIER. Como consecuencia de la expedición y puesta en vigencia de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, desaparece el INECEL; en estas circunstancias, en el mes de junio del año 1998, varias empresas del sector eléctrico, en su gran mayoría distribuidoras, pues aún no se constituían las generadoras y transmisora, se reunieron en Quito e iniciaron una nueva etapa del Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional, ECUACIER. En estos 51 años del ECUACIER se han registrado significativos aportes para el Sector Eléctrico Ecuatoriano, destacándose la articulación de 48 integrantes del Comité Nacional; de éstos, 40 corresponden a entidades socias que representan a las empresas eléctricas distribuidoras, incluyendo a CNEL EP y sus unidades de negocio; a CELEP EP y sus unidades de negocio de generación y transmisión; y, a los organismos que controlan, regulan y operan el sector eléctrico, es decir la ARCONEL y el CENACE. A lo indicado, se agregan 8 miembros asociados, relacionados con los Colegios de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Universidades y Politécnicas del país.

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El ECUACIER, asimismo ha participado en la formación y capacitación del personal en todos los niveles, mediante la realización de congresos, seminarios, talleres, cursos presenciales y cursos a distancia, con instructores de nivel nacional e internacional; en las áreas de generación, transmisión, distribución, corporativa y comercialización del servicio de energía eléctrica. En conclusión, se puede afirmar que la Comisión de Integración Energética Regional, CIER, en general y el ECUACIER en particular, han brindado, dentro de su ámbito de acción, un significativo aporte a la integración de las naciones latinoamericanas, a fin 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.

Los seminarios, el mayor evento del Sector Eléctrico Ecuatoriano En el conjunto de actividades del ECUACIER, amerita un capítulo aparte del tema relacionado con 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 con la realización de los Seminarios Nacionales, de carácter anual, que con singular éxito ha llegado a la edición XXXIV; y que, año a año, en forma paulatina, ha venido motivando un gran interés y una amplia participación de autores de artículos técnicos; y la presencia cada vez mayor de asistentes y expositores. Una breve reseña, en marzo del año 1981, dos meses antes de que el país se quedara absorto ante el súbito y muy lamentable deceso del Presidente Jaime Roldós; por iniciativa del ex-Instituto Ecuatoriano de Electrificación, INECEL, se conformó un grupo técnico cuyo objetivo era analizar los temas relacionados con la distribución de energía eléctrica. Nacía así, EL COMITÉ ECUATORIANO DE CORRESPONSABLES DE ENERGÍA ELÉCTRICA, CECODE, conformado por representantes de las empresas eléctricas y del ex-INECEL, constituyéndose en el primer organismo que, en el marco del ECUACIER, trataba temas comunes a todas las empresas distribuidoras que en ese momento funcionaban como sociedades anónimas. En este mes de marzo, se decidió realizar el primer seminario de distribución. En el mismo año, se organizó el primer seminario de

distribución con el objetivo de que, a través de la presentación de contribuciones técnicas, se intercambien experiencias que posibiliten el mejoramiento continuo en la gestión de la distribución. Como organismo superior al que reportaban sus acciones, el CECODE, Comisión Técnica y Secretaría Ejecutiva, se conformó el denominado Consejo Directivo, inicialmente presidido por el Ing. Marcelo Albuja, funcionario del ex-INECEL. Bajo las directrices del Consejo Directivo y del CECODE, en el mes de noviembre de 1981, se realizó en la ciudad de Quito el Primer Seminario de Distribución organizado por la Empresa Eléctrica Quito S.A, EEQ. Al frente de la Gerencia y de la Dirección de Distribución y Comercialización del ex-INECEL estaban los Ingenieros Eduardo Villareal y Raúl Maldonado, en su orden; en tanto que, la EEQ era gerenciada por el Ing. Carlos Andrade. En este primer evento, 11 empresas se inscribieron con 33 trabajos, siendo 15 los aprobados. En la sesión plenaria de clausura del I Seminario, se designa a la Empresa Eléctrica del Ecuador, EMELEC, como la empresa sede del II Seminario, evento que efectivamente tuvo cumplida realización en la ciudad de Guayaquil en el mes de noviembre del año 1982. En esta ocasión, se inscribieron 22 trabajos, aprobándose 14. En el año 1983, el Directorio del ECUACIER, en ese entonces, presidido por el Ing. Gustavo Larrea Real, en su calidad de Gerente del ex-INECEL, encargó al Ing. Fernando Naranjo, a la sazón Gerente General de la Empresa Eléctrica Ambato S.A. –así se denominaba en ese entonces la actual EEASA- la Coordinación del Subcomité de Distribución de Energía Eléctrica, SDEE. Una de las primeras gestiones del nuevo Coordinador Técnico Nacional fue actualizar y codificar la reglamentación del Subcomité, la misma que fue ampliamente difundida con ocasión del III Seminario que se realizó en Ambato, en el mes de enero de 1984 y en él, se presentaron 16 trabajos técnicos. El SDEE, funcionó como tal hasta 1993, anotándose que hasta el año 1992 fue coordinado por el Ing. Fernando Naranjo, actuando como Secretario Ejecutivo el Ing. Iván Velástegui, los dos, funcionarios en ese entonces de la E.E. Ambato; el primero, como Gerente General; y el segundo como Director del Departamento de Operación y Mantenimiento. Desde el año 1992, primero como SDEE y a partir de 1993 como Subcomité de Ingeniería de la Distribución, SINDIS, por decisión del Directorio del ECUACIER, le correspondió al Ing. Iván Velástegui estar al frente del

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Subcomité, actuando como Coordinador Alterno el Ing. Marcelo Neira, funcionario en ese momento de la E.E. Centro Sur y como Secretario Ejecutivo el Ing. Jaime Astudillo, de la E.E. Ambato. En el año 1998, el Directorio del ECUACIER, que salía del paraguas del ex-INECEL, que estaba presidido por el Ing. Hernán Andino, Gerente General de la Empresa Eléctrica Quito, resolvió, entre otros aspectos, ratificar en la Coordinación del SINDIS al Ing. Iván Velástegui, quien actuó en estas funciones hasta 1999, fecha de su desvinculación de la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A. En 1999, el Directorio del ECUACIER, decidió que las actividades de los Subcomités de Distribución y Comercialización del país sean afrontadas por los ingenieros Magno Briones en lo que respecta a distribución; y Jaime Astudillo en comercialización; es así como, en el año 2001, en la línea de afrontar de mejor manera sus responsabilidades, el ECUACIER aprobó la reglamentación presentada por estos dos comités que estaban integrados por los máximos responsables de la distribución y comercialización de las empresas distribuidoras. Con ocasión de la edición décimo quinta del seminario que se desarrolló en el cantón Salcedo, en el año 2000, bajo el auspicio y coorganización de la Empresa Eléctrica Cotopaxi, ELEPCO S.A., se incorporó el área de comercialización, transformándose en el XVI Seminario de Distribución y Comercialización. Para el año 2005 en la edición XX del Seminario, EMELMANABÍ fue la empresa anfitriona; en esta ocasión, se adhirieron las áreas corporativas al evento, dentro de las cuales se consideraron los siguientes aspectos: administración y finanzas; seguridad integral; organización y recursos humanos; asuntos legales; y del medio ambiente, por esta razón, nuevamente el nombre del evento cambió a XXI Seminario de Distribución, Comercialización y Áreas Corporativas. Un año después, en 2006, bajo el auspicio de la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A, el ECUACIER lideró la incorporación del área de generación, transformando nuevamente su denominación a: XXI Seminario de Distribución, Comercialización, Áreas Corporativas y Generación. En razón de que el nombre del seminario se tornaba cada vez más extenso, en la XXII edición del año 2007, que tuvo como anfitriona a la Empresa Eléctrica Quito, el comité organizador de consuno con las autoridades del ECUACIER, resolvieron nombrarlo SEMINARIO DEL SECTOR ELÉCTRICO, manteniendo esta denominación

hasta la actualidad. En esta corta retrospectiva histórica, se puede evidenciar que a nivel del ECUACIER, desde inicios de la década de los ochenta, los grupos técnicos que más trabajo han desarrollado han sido los relacionados con la distribución y comercialización del país, en gran medida gracias al esfuerzo y aporte visionarios de los ingenieros Marcelo Albuja, Fabián Torres, Fernando Naranjo, Iván Velástegui, Carlos Durán, Marcelo Neira, Pablo Erazo y Hernán Verdugo; ello ha permitido que los profesionales del país, en los eventos internacionales de la CIER, pasen de receptores a la de transmisores de experiencias y conocimientos. Como corolario de lo dicho en el tema seminarios del sector eléctrico, para que se siga constituyendo el evento de mayor trascendencia técnica en el país, será importante que se continúe realizando con una periodicidad anual, pues a través de las contribuciones técnicas se intercambian experiencias, base para buscar el equilibrio en el nivel de conocimientos de las diferentes empresas.

La EEASA y los seminarios del sector eléctrico De los treinta y cuatro eventos realizados hasta la presente fecha, la EEASA ha sido sede de cuatro, a saber: el tercero, en el año 1984; el décimo segundo en el año 1994; el vigésimo primero en el año 2016; y el trigésimo tercero en 2018. Este último, con la especial particularidad de que por primera vez un evento de esta naturaleza en el País, se desarrolló en el Complejo de Capacitación, Entrenamiento, Operación y Almacenamiento Catiglata, propiedad de la EEASA, designado por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables como Centro de Capacitación Nacional del Sector Eléctrico Ecuatoriano. En el mencionado complejo, funcionaron las 5 áreas de trabajo: distribución, comercialización, generación–transmisión, áreas corporativas y energéticas, habiendo contado con la participación mayoritaria de las empresas de generación, transmisión, distribuidoras, organismos del sector, universidades, escuelas politécnicas, empresas privadas, etc.

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XVIII SICESD CIER 2020 La Comisión de Integración Energética Regional - CIER, es una organización internacional, con más de 50 años de trayectoria; la cual abarca empresas y organismos del sector eléctrico de América Latina y El Caribe. Promueve e impulsa la integración del Sector Energético Regional y la cooperación mutua entre sus asociados, mediante eventos de alto nivel y capacitaciones constantes. Desde hace 18 años la CIER, ha realizado el Seminario Internacional “Caminos para la Excelencia en Servicios de Distribución y Relacionamiento con los Clientes”. Este año debido a la pandemia se lo llevó a cabo virtualmente en coordinación con el Comité Ecuatoriano de la Comisión de Integración Energética Regional, ECUACIER.

prácticas adoptadas por las empresas distribuidoras. Asimismo, como diferentes países pueden replicar estas destacadas acciones que benefician a la satisfacción del cliente, en los servicios de distribución y relacionamiento comercial. Durante los dos días del evento participaron representantes de empresas distribuidoras de 20 países de la región, contando con 1.300 participantes en total. El Seminario estuvo dirigido a ejecutivos, profesionales, técnicos y proveedores de servicios involucrados en el proceso de distribución y gestión comercial. En el evento se logró conocer e intercambiar experiencias de expertos y profesionales de empresas de energía eléctrica de la región y además abordar diversos temas en torno a los retos y aprendizajes en esta pandemia.

Las palabras de apertura del seminario estuvieron a cargo del Ing. Hernando Merchán Viceministro de Electricidad y Energía Renovable, quien acotó la importancia de este espacio para profundizar el conocimiento de las nuevas tecnologías, tendencias y sobretodo la mejora de las

CURSOS cier 2021 CURSOS CORTOS Y PROGRAMAS DE PERFECCIONAMIENTO 2020 CURSOS

ÁREAS

Geopolítica energética: petróleo, acuerdo de París, transición de la matriz energética y desafíos tecnológicos. Redes actuales y tecnologías.

FECHAS 08 al 28 marzo

Distribución

Big Data I.

08 marzo al 04 abril

Generación Distribuida.

Distribución

15 marzo al 11 abril

Gestión del comportamiento humano.

Distribución

15 marzo al 11 abril

Sistemas de energía. Tecnologías de generación y redes eléctricas.

Corporativa

05 al 25 abril

Fundamentos de la lote Inteligencia artificial.

05 al 25 abril

Termografía y ultrasonido.

Distribución

12 al 25 abril

Gestión de los procesos de desarrollo de la red.

Distribución

12 abril al 02 mayo

Planificación y gestión de redes.

Distribución

12 abril al 09 mayo

Taller de Big Data II y Data Science.

12 abril al 16 mayo

Economía y marco normativo sectorial.

Corporativa

03 al 16 mayo

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

Distribución

17 mayo al 13 junio

Regulación de la generación y mercados eléctricos.

Corporativa

24 mayo al 13 junio

Gestión de proyectos utilizando la teoría del PMI (Project Management Institute).

07 al 27 junio

Gestión Integral del mantenimiento.

Distribución

07 al 27 junio

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

Varias Áreas

07 junio al 01 agosto

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

Distribución

08 al 28 de junio

Gestión del negocio de distribución.

Distribución

08 junio al 05 julio

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

Varias Áreas

08 junio al 31 julio

Gestión de los procesos de desarrollo de la red.

Distribución

14 junio al 04 julio

CURSOS

ÁREAS

FECHAS

Economía del despacho y planificación de sistemas eléctricos.

Corporativa

21 junio al 11 julio

Calidad de servicio y de producto.

Distribución

21 junio al 18 julio

Gestión del negocio de distribución.

Distribución

05 al 25 julio

Fundamentos de auscultación y seguridad de presas.

Generación

05 julio al 01 agosto

Subestaciones de MT.

Distribución

26 julio al 22 agosto

Gestión Ambiental.

Distribución

02 al 22 agosto

Cables apantallados (subterráneos) y otros de media tensión.

Distribución

02 a 29 agosto

Líneas de Transmisión.

Transmisión

02 al 29 agosto

Regulación de la distribución para clientes regulados.

Corporativa

09 al 29 agosto

Smart Grids. Nuevos desafíos y oportunidades para su desarrollo .

Distribución

30 agosto al 26 septiembre

Comercialización de la energía.

Distribución

06 al 28 septiembre

Trabajos con tensión, seguridad y gestión eficiente de la TcT. Su impacto en la calidad, seguridad y eficiencia.

Distribución

06 septiembre al 03 octubre

Sistemas de protecciones de redes de distribución

Distribución

06 septiembre al 03 octubre 06 septiembre al 03 octubre

Seguridad informática en los sistemas de operación

Tarifas en distribución para clientes regulados.

Distribución

06 septiembre al 10 octubre

Regulación de la transmisión y los mercados de energía.

Corporativa

14 septiembre al 04 octubre

Arc flash o llamarada eléctrica.

Distribución

04 al 17 octubre

Generación Distribuida.

Distribución

04 al 24 octubre

Energía solar fotovoltaica.

Generación

04 al 31 octubre

Tecnologías para los sistemas de distribución.

Distribución

21 al 31 de octubre

Operación y explotación de redes.

Distribución

01 noviembre al 14 de noviembre

Gestión de activos

Distribución

22 noviembre al 12 de diciembre

PROGRAMA AVANZADO EN REGULACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO (PARSE)

CURSOS

ÁREAS

Módulo 0 – Introducción a la plataforma e-learning.

FECHAS 05 abril

Sistemas de energía, tecnologías de generación y redes eléctricas.

Corporativa

05 al 25 abril

Economía y marco normativo sectorial.

Corporativa

03 al 16 mayo

Regulación de la generación y mercados eléctricos.

Corporativa

24 mayo al 13 junio

Economía del despacho y planificación.

Corporativa

21 junio al 11 julio

Regulación de la transmisión.

Corporativa

19 julio al 01 agosto

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

Corporativa

09 al 29 agosto

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

Corporativa

06 septiembre al 10 octubre

Módulo 0-1 Introducción a la Plataforma E-learning e Introducción al curso.

Distribución

01 marzo al 7 marzo

Redes actuales y tecnologías.

Distribución

08 marzo al 4 abril

Planificación y gestión de redes.

Distribución

12 abril al 9 mayo

Calidad de servicio y de producto.

Distribución

21 junio al 18 julio

Subestaciones de MT.

Distribución

26 julio

Sistemas de energía, tecnologías de generación y redes eléctricas.

Corporativa

05 al 25 abril

Economía y marco normativo sectorial.

Corporativa

03 al 16 mayo

Regulación de la generación y mercados eléctricos.

Corporativa

24 mayo al 13 junio

Economía del despacho y planificación.

Corporativa

21 junio al 11 julio

Regulación de la transmisión.

Corporativa

19 julio al 01 agosto

Corporativa

09 al 29 agosto

Corporativa

06 septiembre al 10 octubre

ÁREAS

FECHAS

Módulo 0-1 Introducción a la Plataforma E-learning e Introducción al curso.

Distribución

01 marzo al 7 marzo

Redes actuales y tecnologías.

Distribución

08 marzo al 4 abril

Planificación y gestión de redes.

Distribución

12 abril al 9 mayo

Calidad de servicio y de producto.

Distribución

21 junio al 18 julio

Subestaciones de MT.

Distribución

26 julio al 22 agosto

Smart Grids: nuevos desafíos y oportunidades para su desarrollo.

Corporativa

30 agosto al 26 septiembre

Generación distribuida.

Distribución

4 al 24 octubre

Operación y explotación de redes de distribución.

Distribución

01 al 14 noviembre

Gestión de activos de distribución.

Distribución

22 noviembre al 12 diciembre

PROGRAMA DE PERFECCIONAMIENTO EN LA GESTIÓN DEL NEGOCIO DE LA DISTRIBUCIÓN Tarifas en distribución para clientes regulados en el sector de la energía eléctrica. DEL SECTOR ELÉCTRICO (PPGND) Regulación de la distribución para clientes regulados y calidad de servicio.

CURSOS

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CONSEJO MUNDIAL DE ENERGÍA Consejo Mundial de Energía - WEC

l Consejo Mundial de Energía es la principal red imparcial de líderes y profesionales, que lleva casi un siglo conduciendo el debate sobre energía, sirviendo de guía e impulsando acciones en todo el mundo para conseguir acceso a una energía sostenible y asequible para todos. Se trata de un organismo mundial acreditado por la ONU, que representa todo el espectro energético, con más de 30000 organizaciones miembros ubicadas en más de 90 países. Hoy en día, el WEC tiene casi 100 comités nacionales miembros, entre estos Ecuador. El WEC informa y sirve de guía para las estrategias del sector de la energía a nivel internacional, nacional y regional mediante la organización de eventos de alto nivel, la publicación de estudios y el fomento de la colaboración entre los miembros de su extensa red, para facilitar un diálogo que permita crear políticas energéticas. La labor independiente e inclusiva del WEC alcanza a todas las naciones y

todo lo referente a energía: desde los combustibles fósiles hasta las fuentes de energía renovables.

Consejo Mundial de Energía - Capítulo Ecuador Desde el año 2014 el Ecuador forma parte del Consejo Mundial de Energía. La principal misión de WEC Ecuador, es crear una importante comunidad de profesionales dentro del campo de la energía, así como mejorar el conocimiento de los miembros a través de sus experiencias, buscando diferentes soluciones a problemáticas dentro de cada uno de los ámbitos energéticos. El WEC Ecuador trabaja en desarrollar acciones que permitan el estudio y ejecución de proyectos encaminados principalmente al uso racional de los recursos energéticos en todos sus aspectos, promover el desarrollo energético sostenible considerando los aspectos de producción, transporte, distribución, comercialización y utilización de la energía para conseguir un máximo beneficio general, de igual

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manera tomando en consideración las tendencias mundiales en materia de regulación, la minimización de impactos sobre el medio ambiente y las políticas energéticas emitidas por el Gobierno Nacional, encaminadas al cambio de la matriz energética.

La definición de sostenibilidad energética del WEC se basa en 3 dimensiones fundamentales: • Seguridad energética: refleja la capacidad de una nación para satisfacer la demanda de energía actual y futura de manera confiable; la capacidad para resistir y recuperarse rápidamente de las fallas Entre los estudios estratégicos que realiza WEC del sistema con una interrupción mínima del suministro. (como parte de las áreas de estudio) y que se realizan de forma periódica, se encuentran: • Equidad energética: evalúa la capacidad de un país para brindar abundante energía asequible y World Energy Issues Monitor: presenta un mapa de de precio justo para uso doméstico y comercial. los tópicos energéticos importantes, elaborado a partir de las opiniones de la comunidad de líderes • Sostenibilidad ambiental: representa la transición de la energía de cada Comité Miembro en relación del sistema energético de un país, para evitar y mitigar el potencial daño ambiental y los impactos a las incertidumbres y el impacto. del cambio climático. Energy Scenarios: Escenarios que dependen de cómo percibimos el sector de la energía, realidad La transición energética trae un cambio sin del paisaje energético potencial de cada Comité precedentes a nivel mundial en el sector, ya que Miembro, al situarlo entre dos escenarios extremos: los países buscan descarbonizar, mientras que el escenario Jazz más descentralizado y el escenario las políticas y regulaciones energéticas tienden a retrasarse con cambios graduales. Esto significa que Sinfonía más orquestado. el Índice del Trilema Energético debe evolucionar World Energy Trilemma Index: este estudio es, quizá, continuamente para seguir siendo relevante, al el más importante que hace WEC anualmente. incluir los indicadores que reflejan de mejor manera la evolución del sector energético, mediante la modificación de las fuentes de datos o la cobertura Trilema Energético 2020 de los indicadores. Los cambios en el Trilema 2020 se El WEC a través de eventos de alto nivel, como la han incrementado y se han centrado en perfeccionar Semana Mundial de Energía informa las estrategias el modelo. Los capítulos de las dimensiones incluyen energéticas globales, regionales y nacionales. Este gráficos de resumen y texto con codificación de año se presentó el nuevo Trilema Energético y los colores para resaltar las ideas clave. Asimismo, se ha renovado la presentación gráfica del Trilema para resultados obtenidos de Ecuador. alejarse del bloque naranja hacia una composición El índice del Trilema clasifica el desempeño colorida que figura mejor la singularidad de cada energético de 128 países en las 3 dimensiones, triángulo. basándose en datos globales y nacionales e incluye áreas recomendadas para la innovación Las tres dimensiones del Trilema tienen su propio color de políticas integradas que ayuden a desarrollar alineado con cada capítulo, por lo que la mezcla de cada gráfica, refleja los diferentes equilibrios entre sistemas de energía calibrados.

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las dimensiones. Este enfoque multicolor también muestra que la transición energética no es de un solo color y evidenciará un espectro de diferentes vías que dependen de las distintas circunstancias nacionales.

al hacerlo permite la prosperidad y la competitividad de cada país. También proporciona una evaluación de desempeño del sistema energético en los distintos países.

Equilibrar estos tres objetivos constituye un Trilema, y

Gráfico Trilema 2020 Fuente: World Energy Council

Ranking Trilema Ecuador

Ecuador ocupa el puesto 32 a nivel mundial, mostrando un desempeño sólido en la dimensión de seguridad y una visible mejora en el índice de equidad. El avance de la estabilidad de la red ha dado lugar a un progreso significativo en la dimensión de seguridad y los indicadores de acceso a la energía de mayor calidad

han indicado mejoría en la equidad energética. El índice de sostenibilidad de Ecuador también ha mostrado un notable progreso, que representa la eficiencia energética y las emisiones de gas de efecto invernadero (GEI) gestionadas, lo cual indica que hay

DICIEMBRE 2020

espacio para seguir perfeccionado estos aspectos, especialmente a través de la generación de electricidad con bajas emisiones de carbono. La comparación de los indicadores clave del Trilema entre 2010 y 2018 proporciona una percepción sobre el desarrollo del Sector Energético Ecuatoriano. La diversidad de la generación eléctrica ha aumentado incluyendo la generación de energía fotovoltaica y energía eólica. Asimismo, la cobertura eléctrica en todo el país ha crecido entre 2010 y 2018.

El gobierno ecuatoriano ha impulsado varias iniciativas para crear un sector energético más sostenible. El Plan Nacional de Desarrollo Ecuatoriano 2017-2021 establece la siguiente política global: garantizar el suministro de energía con calidad, continuidad y seguridad, con una matriz energética diversificada, eficiente, sustentable y soberana, como pilar de la transformación productiva y social. Como parte de la Ley de Eficiencia Energética de 2018, los esfuerzos de eficiencia energética enfocados en los sectores intensivos en energía continuaron durante el mismo año. La adopción de gas asociado al petróleo para la generación de electricidad aumentó, como parte del compromiso del gobierno nacional de erradicar la quema de gas para 2030. Además, una inversión de US $ 200 millones se puso en marcha para electrificar la industria camaronera, un motor económico fundamental

en Ecuador. Durante los próximos cuatro años, este plan podría evitar la quema de 1,44 millones de barriles de diésel y emitir 800 toneladas de CO2 al medio ambiente. Las centrales hidroeléctricas Delsitanisagua y Minas - San Francisco comenzaron a operar en 2018, sumando 450 MW de capacidad instalada. Con esta incorporación, la electricidad procedente de fuentes renovables alcanzó el 83% del total. Otros proyectos renovables del gobierno ecuatoriano incluyen 325MW de energía hidroeléctrica (actualmente en construcción), 500MW de energía fotovoltaica en El Aromo y una expansión de 100 MW en el Parque Eólico Villonaco.

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¡Integrando al Sector Eléctrico Ecuatoriano!