Revista Interconexiones 95

ISSN 2477 - 9091

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

CONTEXTO ACTUAL DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO Y PANORAMA AL FUTURO Ing. Hernán Verdugo Crespo Director Ejecutivo ECUACIER

D

e acuerdo a los resultados del Trilema Energético, analizados para el año 2020 por el Consejo Mundial de Energía (WEC), el sector energético del Ecuador se encuentra en un alto ranking a nivel mundial, estos resultados se obtienen de la evaluación de tres dimensiones importantes de cada país: seguridad energética, equidad energética y sostenibilidad ambiental; obteniendo valores de 65/100 en el primero, 84.5/100 en el segundo y 78.6/100 en el tercer parámetro. Con estos puntajes el Ecuador se ubica en el puesto #32 entre todos los países miembros del WEC en el mundo y en sexto puesto dentro del continente americano.

Con esta evaluación deberíamos estar satisfechos de la tarea cumplida en los avances a lo largo del tiempo, sin embargo es importante evidenciar que el puntaje más bajo obtenido es en seguridad energética, situación que debe llamarnos a la reflexión, tomando en cuenta las circunstancias actuales que han prendido luces de alerta con respecto a la central hidráulica más grande del país, por el proceso de regresión erosiva de la cascada San Francisco en el rio Coca.

Con respecto a lo anteriormente mencionado, la erosión regresiva del rio Coca se acerca al sitio de implantación de la captación de agua del Proyecto Coca Codo Sinclair; en esta situación me cuestionaba al pensar, cómo para una central de tan alto costo de inversión e importancia energética, no se realizaron los estudios a profundidad. En estos días he leído una publicación de un miembro de la Junta formada para analizar la erosión del Río Coca, quien menciona que en los estudios realizados por el Ex INECEL hace más de 30 años, “las obras de captación estarían sobre sedimentos que pueden ser arrastrados fácilmente por la erosión…”. “Esos informes incluyen reportes de perforaciones, que evidenciaron que el material suelto llega a 200 metros de profundidad en esta área…”.

Esta obra tiene las mismas falencias que otras obras de infraestructura cosntruídas en épocas pasadas, en las que no se han realizado estudios a profundidad, tratando de solventar las dificultades técnicas al correr de la construcción; tenemos muchos ejemplos de esta práctica en diferentes obras, pensando que se pierde tiempo en los estudios y diseños previos a la contratación de las obras.

Frente a esta dura situación, se encuentra en la mesa un gran reto para las autoridades del gobierno que recién inicia, las acciones para enfrentar el problema que causaría la situación energética del país, con la central Coca Codo Sinclair fuera de operación, se encontraría en una situación de complejidad el abastecimiento de electricidad. El país dispone de una amplia capacidad instalada de alrededor de 8000 MW contando con Coca Codo Sinclair y una demanda de alrededor de 4.000 MW; conociendo que en épocas de estiaje (6 meses) tan solo dispone de alrededor de 4000 MW en producción, es fácil imaginar el problema que se viene si se pierde la central de 1500 MW. ¿Qué hacer para solucionar este desabastecimiento, cuáles serían los posibles escenarios a corto plazo?

Una solución es disponer de todo el Parque Térmico existente en el país, que se encuentre en condiciones óptimas de operación (este proceso se encuentra en marcha). En segundo lugar se debería considerar poner en marcha la Integración Energética Regional, para lo cual es urgente la interconexión con el Perú; este proyecto lleva en estudios y compromisos dilatados durante mucho tiempo; pero debido a la actual situación es urgente la materialización de esta interconexión, la cual llevaría menos tiempo que la solución de captación que se escoja en caso de fracasar la presa. La interconexión no sería un proyecto provisional para utilización puntual mientras se soluciona la emergencia, sino para avanzar con la Integración Energética Latinoamericana; tomando en cuenta que estamos interconectados desde nuestro país hasta Panamá, por el Norte; de igual manera en el cono sur Brasil, Paraguay, Chile, Argentina Uruguay, queda pendiente completar la interconexión latinoamericana en el tramo Ecuador - Perú - Chile - Bolivia, es clave considerar que para esta interconexión se tienen estudios y se han establecido compromisos de Estado, materializados en convenios mediante el Proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA).

Una tercera solución complementaria, es la implementación de energía fotovoltaica, misma que se podría realizar en un período relativamente corto y serviría para satisfacer la demanda del sistema eléctrico en épocas de estiaje en la cuenca hidrográfica oriental, en la que está la mayor parte de la producción hidráulica.

08 Artículo Optimización del perfil hidráulico del rodete de la central San Francisco.

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Artículo Plan de responsabilidad socioambiental y relaciones comunitarias de la Empresa Regional del Sur S.A.

Artículo Metodología para la planificación y control de la ejecución de mantenimientos preventivos y correctivos de líneas de subtransmisión.

47 ENCUENTRE LAS NOTICIAS MAS RELEVANTES DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO.

17 Artículo Independencia técnica y profesional para la supervisión y ejecución de la reparación del aislamiento por cortocircuito interlaminar del núcleo de los generadores.

48 Artículo Metodología para el diseño óptimo de circuitos secundarios aéreos en redes de distribución eléctrica.

26 Artículo Sustentabilidad en proyectos de soterramiento de redes eléctricas en áreas urbanas.

54 Reportaje Celec Ep prioriza acciones para proteger la captación de la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair.

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Artículo Análisis de producción de hidrógeno electrolítico a partir de la energía desaprovechada en las centrales de Celec Sur, por el vertimiento de agua en la presa Amaluza.

Artículo Contrato civil de servicio técnico especializado en el Sector Eléctrico Ecuatoriano.

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60 Artículo Subestación Digital en CNEL Ep: reducción en los costos de inversión, mantenimiento y operación.

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64 Reportaje Celec Ep invertirá USD 241 millones en la construcción de nuevas obras para el reforzamiento y repotenciación del Sistema Nacional de Transmisión.

Evento WEC Ecuador y su Evolución Energética

76 LISTADO CURSOS ECUACIER JULIO Y AGOSTO.

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Artículo Microrredes y su influencia en la estabilidad del sistema, OPF probabilístico y análisis de estabilidad.

SOCIOS ECUACIER.

70 Evento CIER XII Simposio Internacional de Seguridad Eléctrica 2021.

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OPTIMIZACIÓN DEL PERFIL HIDRÁULICO DEL RODETE DE LA CENTRAL SAN FRANCISCO Ing. Guido Núñez, Mgs. Especialista en Mecatrónica del CIRT CELEC EP - HIDROAGOYÁN

Presentación del tema

(CFD) en el laboratorio virtual del centro de investigación y recuperación de turbinas; los principales parámetros de estudio fueron el espesor del álabe, así como la curvatura de entrada del mismo, obteniendo como resultado la eficiencia producida por la turbomáquina en cada uno de los experimentos realizados.

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l CIRT (Centro de Investigación Recuperación de Turbinas y Partes Industriales), se encuentra en un proceso de estudio para poder dar solución a la problemática producida por el desgaste de los componentes, esta es una condición inherente desde que entran en funcionamiento, misma que produce la disminución de la eficiencia del sistema y el tiempo de vida útil de los componentes; dichas condiciones comprometen la integridad de la máquina, teniendo como objetivos a mediano plazo la optimización de los componentes, que así lo requieran y la fabricación nacional con características adecuadas para las condiciones de operación de cada una de las centrales de generación.

Desarrollo Para el desarrollo del estudio se realizaron los siguientes pasos: 1. Ingeniería inversa del rodete Para obtener el rodete con las dimensiones nominales se procede a ejecutar el método de ingeniería inversa como se presenta en la Figura 1, dicho método parte de la malla obtenida mediante escaneo 3D; al obtener dicha malla se procede a utilizar el método CAD (diseño asistido por computador) con la ayuda de software especializado para obtener el sólido con las medidas nominales.

Debido a la complejidad del rodete, se realiza primero el diseño del álabe para luego proceder al diseño de la banda y la corona, para posteriormente unificar los 3 elementos como se muestra a continuación.

En el laboratorio virtual del CIRT se ha desarrollado un trabajo de investigación previo titulado “Análisis de la eficiencia de una turbina tipo francis con características similares al de la central hidroeléctrica San Francisco-Ecuador” (Andres Mora Sanchez, 2018), el cual determinó un valor de eficiencia de 80.26 % razón por la cual se plantea un estudio investigativo para elevar dicho índice de eficiencia mediante las modificaciones geométricas de los alabes del rodete.

Características generales El rango de la eficiencia de los Rodetes Hidráulicos Tipo Francis, está comprendido en un valor de 89% (Claudio Mataix, 1986) y en la central Hidroeléctrica San Francisco se ha determinado mediante simulación computacional una eficiencia del 80.26%, debido principalmente a la geometría de su perfil hidráulico.

Para la optimización del rodete se realizaron cinco nuevos modelos, los cuales presentan variaciones geométricas en cada uno de los álabes, una vez obtenidos los cinco modelos se desarrolló un estudio mediante dinámica de fluidos computacionales

Figura 1. Ingeniería inversa del rodete.

Fuente: Autor.

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2. Modificaciones en los álabes Primer experimento Se realizó la reducción del espesor del álabe en el lado de depresión, pasando de una sección de 76 mm a 61.4 mm en el lado de depresión, la Figura 2 muestra la reducción del espesor del mismo. El color azul en el álabe significa que existe menos material a comparación del modelo nominal, el color verde indica que tienen la misma medida y el color rojo que existe exceso de material.

Figura 4. Segundo experimento, aumento del espesor.

Fuente: Autor.

A continuación se presenta la Figura 5 con los resultados obtenidos mediante la simulación realizada en el software CAE.

Figura 5. Resultados del segundo experimento.

Fuente: Autor.

Figura 2. Primer experimento, reducción del espesor.

Fuente: Autor.

Se presenta la Figura 3 con el resultado obtenido en relación a la presión total ubicada en el rodete y la turbulencia en el mismo.

Tercer experimento Se realizó un cambio en la curva principal del álabe la cual corta el fluido para el ingreso del mismo al interior del rodete, la Figura 6 muestra el cambio realizado, el álabe de color azul indica la forma original y el de color amarillo el nuevo modelo.

Figura 3. Resultados del primer experimento.

Fuente: Autor.

A continuación se presenta la tabla de resultados obtenidos mediante la simulación realizada en el software CAE.

Segundo experimento Se ejecutó un aumento del espesor en el lado de presión del álabe como se identifica en la Figura 4, el color rojo indica existencia de sobre medida en el sector.

Figura 6. Tercer experimento, modificación de la curva de ingreso al álabe.

Fuente: Autor.

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Quinto experimento

A continuación se presenta la Figura 7 con los resultados obtenidos mediante la simulación realizada en el software CAE.

En base a los resultados obtenidos en los experimentos realizados anteriormente, se identifica un mejor comportamiento del sistema en el experimento número 3 y 4.

Para el quinto se mantiene la curvatura del experimento 3 y se aumenta el espesor en la salida del álabe del número 4, tal como se muestra en la Figura 10.

Figura 7. Resultados del tercer experimento.

Fuente: Autor.

Cuarto experimento Se realizó una reducción de la curva principal la misma que corta el fluido al ingreso del rodete y el aumento del espesor a la salida del álabe, la Figura 8 muestra los cambios realizados.

Figura 10. Quinto experimento, modificaciones realizadas.

Fuente: Autor.

A continuación se presenta la Figura 11 con los resultados obtenidos mediante la simulación realizada en el software CAE.

Figura 11. Resultados del quinto experimento.

Fuente: Autor.

Figura 8. Cuarto experimento, modificaciones realizadas.

Fuente: Autor.

A continuación se presenta la Figura 9 con los resultados obtenidos mediante la simulación realizada en el software CAE.

Resultados Una vez ejecutados cada uno de los experimentos con las modificaciones geométricas, aplicando la dinámica de fluidos computacionales mediante un software de ingeniería asistida por computador, se presenta la siguiente tabla, la cual resume los valores obtenidos en cada uno de los cinco experimentos correspondientes a los valores de presión total en el rodete, velocidad del fluido, turbulencia en el rodete y la eficiencia obtenida.

Figura 9. Resultados del cuarto experimento.

Fuente: Autor.

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También se recomienda realizar un estudio similar a la presente investigación, el cual deberá estar centrado en la metodología para realizar el proceso de optimización de cangilones en rodetes tipo Pelton.

Tabla I. Resumen de valores obtenidos.

A continuación se presenta una representación gráfica de los valores de eficiencia obtenidos en los cinco experimentos.

Gráfico 1. Eficiencia en experimentos.

Conclusiones Referencias bibliográficas

El experimento número cinco el cual es la fusión del experimento tres y cuatro, presenta los mejores resultados de optimización del rodete, se observa una eficiencia superior a la original subiendo de 80.26% a 85.49%, es decir un incremento del 5.23%

· Andres Mora Sanchez. (2018). Análisis de la eficiencia de una turbina tipo francis con características similares a la de la central hidroeléctrica San Francisco. Quito.

El valor más bajo de turbulencia se obtiene en el quinto experimento con un valor de 35.85 [m2/ s2], lo cual quiere decir que el comportamiento hidrodinámico del fluido dentro del rodete es menos turbulento lo que favorece a la resistencia del desgaste aumentado y de esta forma el tiempo de vida útil del rodete.

· Claudio Mataix. (1986). Mecánica de fluidos y máquinas hidraúlicas. Madrid.

Por otro lado incrementar el espesor a la salida del rodete evitará posibles daños como fisuras o fracturas del álabe, producidos por impactos de partículas que se trasladan junto con el fluido.

Recomendaciones Como futuros trabajos se recomienda realizar estudios relacionados al fenómeno de erosión y cavitación en rodetes, ya que se recolectaría datos para realizar mejoras en el diseño como también en las tareas de mantenimiento preventivo y correctivo de la turbo maquinaria.

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Metodología para la planificación y control de la ejecución de mantenimientos preventivos y correctivos de líneas de subtransmisión Ing. Christian Andrés López Ortiz Técnico del Departamento de Auditoría Interna EEASA Dr. Gabriel Benjamín Salazar Yépez Docente Titular a Tiempo Completo EEASA

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Presentación del tema

L

a metodología que se propone a continuación tiene por objetivo elaborar una guía para desarrollar el Plan Anual de Mantenimiento (PAM) de las líneas de subtransmisión, propiedad de las empresas eléctricas de distribución, a través de la aplicación del Método de Gravedad, Urgencia, Tendencia “GUT” que consiste en establecer criterios para priorizar las actividades de mantenimiento.

Características generales Para el caso de la etapa funcional de distribución no se han definido lineamientos homologados para la programación y control de la ejecución del mantenimiento de los bienes afectos al servicio público de energía, tal como las líneas de subtransmisión, que deben ser cumplidos por las empresas eléctricas dedicadas a las actividades de distribución, así como por el Operador CENACE.

Desarrollo de la Metodología Planificación de la ejecución de mantenimientos en líneas de subtransmisión El método denominado “GUT” por sus siglas de Gravedad, Urgencia y Tendencia es una técnica que permite definir prioridades para la atención de problemas; es importante mencionar que se la está implementado con mayor énfasis en los sistemas eléctricos de Brasil.

Este método es una herramienta de utilidad y de beneficio para gestionar el mantenimiento de activos de las empresas; además ayudaría a las empresas a cumplir con sus objetivos y lograr las metas que previamente son planificadas, ya que se basa principalmente en modernas y mejores prácticas de mantenimientos.

Fig 1. Esquema de diagrama de bloques para priorizar la ejecución de mantenimientos en líneas de subtransmisión.

A continuación se muestra un esquema de diagrama de bloques Fig. 1, donde se encuentra detallado los pasos para priorizar la ejecución de mantenimientos en líneas de subtransmisión.

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Para la definición de prioridades, esta herramienta de gestión plantea tres criterios generales: Gravedad: Este criterio tiene como alcance identificar si el problema o la ocurrencia, pueden perjudicar al equipo o instalación, o peor aún colocar en riesgo vidas humanas o al medio ambiente; entre ellas podemos mencionar las actividades de trabajo que se realizan en franjas de servidumbre, zonas de peligro, etc.

Tabla I. Criterios de ponderación para la gravedad.

Urgencia: Tiene como objetivo determinar si el problema puede generar perjuicios al servicio, en los aspectos de plazo, costos y calidad que estén afectando a las empresas; se destaca en este criterio los índices de calidad de energía eléctrica (FMIK, TTIK).

Tendencia: El objetivo principal de este criterio es identificar si los problemas pueden desarrollar o degenerarse con el tiempo, están relacionados los factores externos dependiendo de la ubicación geográfica de las líneas de subtransmisión.

Este método consiste en evaluar cada una de las actividades de mantenimiento bajo estos tres criterios de priorización, para cuyo efecto se debe elaborar una matriz que se denomina “GUT”; en esta matriz se debe registrar cada una de las actividades de mantenimiento y adicionalmente el personal que realizará la evaluación.

Tabla II. Criterios de ponderación para la urgencia.

Tabla III. Criterios de ponderación para la tendencia.

Para evaluar se requieren criterios de ponderación, mismos que son para los casos de gravedad, urgencia y tendencia respectivamente; estos serán evaluados en un grado del 1 al 5 detallados a continuación en las Tablas I, II y III.

Se recomienda que el personal que evalúe el criterio de gravedad, sea el encargado de los procesos de seguridad por su conocimiento en la identificación de los riesgos, para el criterio de urgencia de acuerdo a su concepto, se recomienda que lo realice la persona o el funcionario que evalúe la calidad de la energía eléctrica o a su vez un representante de la parte operativa y para el criterio de tendencia se recomienda que lo realice un delegado que anteriormente haya realizado la actividad de mantenimiento o el personal operativo, encargado de realizar los mantenimientos.

Una vez obtenido el grado de ponderación de cada uno de los criterios de gravedad, urgencia y tendencia respectivamente; se establecen variables de análisis cada una de estas contienen hipótesis, las cuales son planteadas por los especialistas en las diferentes áreas y serán evaluadas en un grado del 1 al 5; estos valores se multiplicarán teniendo como resultado el orden de prioridad de cada una de las actividades.

Los evaluadores mientras más involucrados estén en cada una de las áreas que abarcan los diferentes criterios, pueden llegar a tener una mejor evaluación en caso de no disponer especialistas en cada una de estas áreas, se recomienda realizarlo en base a la estructura organizacional que cada empresa disponga.

La Fig. 2 muestra a manera de ejemplo un esquema de bloques considerando el criterio de gravedad para la actividad de mantenimiento de poda y desbroce de árboles.

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Fig 3. Esquema de diagrama de bloques para controlar las actividades de mantenimientos en líneas de subtransmisión.

Conclusiones El método “GUT” aplicado en el presente artículo sirve también como una herramienta para la planificación de la priorización de actividades en diversas áreas no solamente de la Ingeniería, determinando mediante evaluaciones una lista de actividades las cuales van a ser realizadas y ejecutadas de acuerdo al grado de prioridad.

Fig 2. Esquema de diagrama de bloques Criterio de Gravedad para el caso poda y desbroce de árboles.

El procedimiento puede ser aplicado por las empresas eléctricas de distribución para que de esta forma, prioricen la atención de problemas que están provocando la interrupción del servicio, ocasionado en líneas de subtransmisión a través de la ejecución de trabajos de mantenimiento de una forma estratégica; debido a que los recursos destinados para la ejecución de los mantenimientos son limitados y la infraestructura de las empresas es amplia; de esta manera ayudaría a mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico para posteriormente cumplir con los límites de los índices de calidad establecidos en la Regulación Nro. ARCONEL 005/18.

1.2. Control de la ejecución de los mantenimientos preventivos y correctivos de líneas de subtransmisión El control de la gestión de mantenimientos se lo realizará en base al Plan Anual de Mantenimientos para lo cual, se evaluará los índices de calidad tanto del agente transmisor como los índices de la empresa distribuidora de energía eléctrica para poder de esta manera identificar si algunas de las fallas fueron ocurridas en líneas de subtransmisión.

La Fig. 3 muestra un esquema de bloques para el control de la ejecución de mantenimientos preventivos y correctivos de líneas de subtransmisión.

Recomendaciones Se recomienda al Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables conjuntamente con la

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Agencia de Regulación y Control de Electricidad ARCONEL hoy ARCERNNR, consideren la metodología propuesta para la elaboración de instrumentos regulatorios donde se encuentre detallado todo lo que se debe tener en cuenta para la planificación y control de la ejecución de mantenimientos en líneas de subtransmisión.

También se recomienda a las empresas distribuidoras de energía eléctrica existentes en el país que implementen un programa de “Gestión de Mantenimiento de Activos” para que en el mismo se encuentre la información detallada de cada línea de subtransmisión, es decir cuántas veces al año se realizó el respectivo mantenimiento y de esta manera trabajar posteriormente de manera estadística.

Se recomienda tanto al agente transmisor como a las empresas eléctricas de distribución implementar un “Sistema de Gestión de Mantenimientos” la cual es una herramienta informática que permite la planificación, coordinación y ejecución de los mantenimientos que se llevan a cabo en los sistemas de transmisión y distribución respectivamente.

Referencias bibliográficas · 902-1998, Y. B.-I. (1998). IEEE Guide for Maintenance, Operation, and Safety of Industrial and Commercial Power Systems. New York: IEEE-SA Standards Board. · Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL). (2018). Calidad del servicio de distribución y comercialización de energía eléctrica. Quito. · Asamblea Nacional. (2015). Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica. Quito. · CENACE. (2016). Procedimiento para la Coordinación de Mantenimientos en el Sistema Nacional Interconectado. Quito. · García Esparza, C. D. (2015). “Modelo de Gestión de Mantenimiento para incrementar la calidad en el servicio en el Departamento de alta tensión de STC Metro de la ciudad de México”, Proyecto previo a la obtención de Máster en Ingeniería Industrial, Instituto Politécnico Nacional. México, D.F.

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Independencia Técnica y Profesional para la Supervisión y Ejecución de la Reparación Especializada del Aislamiento por Cortocircuito Interlaminar del Núcleo Magnético de los Generadores Ing. José Augusto Jarrín Duque Jefe de Mantenimiento CELEC EP – HIDROAGOYÁN

Introducción

E

n el país existen instaladas unidades de generación hidroeléctricas y térmicas las cuales, durante varios años de servicio continuo y otras por causas de origen fortuito, están empezando a tener problemas en su núcleo magnético, dando lugar a puntos calientes localizados.

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los vapores de aceite hidráulico, reducen la capacidad de transferencia de calor, dando lugar al incremento de temperatura de todo el conjunto.

El objetivo que motivo a desarrollar este tema es complementar un artículo que fue publicado en marzo del 2013 en la edición #81, donde se da a conocer los trabajos especializados en la reparación del aislamiento de las bobinas del rotor y estator de los generadores. A partir de esta publicación, se continúa con la investigación y autocapacitación, con el fin de complementar el conocimiento de las reparaciones especializadas del aislamiento, no sólo de las bobinas sino también del aislamiento interlaminar del núcleo magnético.

El incremento de temperatura en el núcleo magnético, en cierta forma da lugar al calentamiento del aislamiento interlaminar, que con los años de servicio de la unidad, llegan a dañar el aislamiento de la laminación del núcleo con la subsecuente generación de cortocircuitos entre láminas evidenciados por la presencia de puntos calientes localizados.

En el país se cuenta con el personal técnico especializado y equipos de pruebas para verificar la efectividad de las reparaciones. Se quiere evidenciar que existe el conocimiento para la supervisión y ejecución de reparaciones especializadas del aislamiento, no solamente de las bobinas, sino también del aislamiento interlaminar del núcleo de los generadores, exclusivamente con la intervención técnica nacional, sin injerencia de personal técnico extranjero.

Si se pierde el aislamiento interlaminar, se propicia una disminución de la presión de consolidación del núcleo en los hidrogeneradores, generalmente su núcleo viene fraccionado en dos o cuatro partes que se ensamblan para formar el núcleo magnético del bobinado; en las uniones de cada pieza se presentan esfuerzos mecánicos debido a la dilatación térmica de los segmentos, que en mayor o menor grado dan lugar a deformaciones del núcleo en su perímetro exterior en forma de ondulaciones, las cuales son detectables a simple vista, ya que se encuentran en el sector de los parantes de la carcasa después de las tapas o enfriadores de aire de la misma.

Desarrollo Los generadores de mediana y gran potencia, sean estos hidro o termogeneradores en menor o mayor grado, se encuentran expuestos a un medioambiente agresivo que incluye la exposición del aislamiento a gases corrosivos, como la humedad, el ozono, agentes químicos y polvo, todos estos agentes externos señalados causan cierto deterioro no solo en el aislamiento de las bobinas mediante la pérdida de las características dieléctricas; sino también a la pérdida de capas de aislamiento a través de fuerzas capilares, llegando inclusive al cobre de los conductores y contribuyendo definitivamente al deterioro del núcleo del estator.

Esta conformación del núcleo magnético puede dar lugar a una distorsión en la onda del flujo, generando vibraciones de orden magnético. La operación continua bajo la influencia de todos los factores señalados, produce sobrecalentamiento, denotándose primeramente en el sector del escalonamiento y paquetes superiores e inferiores de salida de bobina, que en algunos generadores corresponden a las cuñas candado de ranura, provocando que ciertas láminas vibren, se fatiguen y lleguen a romperse y desprenderse; si esto acontece con la unidad en movimiento, estos pedazos de laminaciones pueden girar junto con el rotor en los espacios del entrehierro causando daños de consideración a todo el generador.

La humedad puede ser absorbida por la aislación, específicamente nos referiremos a partículas de polvo que ingresan a través del aire de enfriamiento, depositándose en la parte superficial interna del núcleo del estator, como en los ductos de ventilación; este polvo en combinación con

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Gráfico 1. Secuencia Típica de fallas en el núcleo magnético.

Fuente: Autor.

En algunas unidades generadoras del sector eléctrico de nuestro país han ido apareciendo problemas en la generación, debido a salidas inadvertidas de servicio de las unidades, generado por la ocurrencia de fallas fortuitas por cortocircuitos interlaminares en las empaquetaduras de sus núcleos. Esto ha hecho que, en primera instancia se recurra a la contratación de tecnología y mano de obra extranjera, para la eliminación de puntos calientes mediante la reparación del aislamiento interlaminar de las empaquetaduras afectadas del núcleo magnético.

nuestras unidades generadoras ya tienen muchos años de generación continua y están empezando a mostrar fallas que tienen que ser solventadas en el menor tiempo posible, evitando pérdidas económicas por lucro cesante debido a paradas largas de máquina por reparación. Este interés por auto especializarse en estas reparaciones, es importante ya que se cuenta con el personal capacitado, los equipos de detección de fallas y comprobación de una eficiente reparación.

Estos daños que realmente son superficiales en mayor o menor grado, fueron reparados de acuerdo a procedimientos aplicados en otros países, inicialmente se contrató a técnicos de C.F.E. (Comisión Federal de Energía) de México y Doble Eng. de Boston USA, quienes utilizan un método de decapado o desbaste mediante rimas tipo Piña. Después de la intervención de los paquetes de laminación, se hicieron pruebas de Toroide y se verifica con el C.I.D. (Core Imperfectión

Por otro lado, ha propiciado el interés por parte de técnicos nacionales para investigar, conocer y perfeccionar las técnicas y metodologías de reparación de fallas en el núcleo magnético, eliminando la dependencia de supervisión y mano de obra extranjera para solventar y ejecutar el mantenimiento correctivo y reparación de los núcleos; también es importante conocer que

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Casos de análisis que sirvieron para determinar hasta donde se podría eliminar una sección de un diente, si este requiere ser removido

Detector) obteniendo muy buenos resultados lo que se demostró con las pruebas de termografía, en donde las deltas de temperatura se encuentran en valores permisibles.

Después de varios intentos de reparación una falla en las laminaciones del núcleo del estator, donde se utilizaron hojas de CAPTON de hasta 0.05 mm como separador entre láminas, sin embargo no se logró eliminar en su totalidad el cortocircuito interlaminar; además el acceso a niveles más profundos presentaba problemas, ya que el espacio disponible para introducir las láminas de CAPTON era insuficiente. Se pensó entonces en remover parte del diente del núcleo a reparar. Para desarrollar esta técnica de reparación se necesita saber si al remover parte del diente, no se afectaría el comportamiento del generador y en especial cual sería la distribución de campo magnético en esa región; y, si esta no tendría demasiada dispersión.

Figura 2. Detalle del campo magnético en la región de análisis.

El personal del I.I.E. (Instituto de Investigaciones Eléctricas) de México, a través del departamento de Equipos Eléctricos, realizó un análisis del efecto en la distribución de campo magnético, debido a la remoción de parte de un diente en el estator de una unidad generadora.

La investigación se realizó desde cinco escenarios posibles, el propósito fundamental estriba en la determinación de la distribución del campo magnético en el generador, bajo condiciones de carga nominal, derivando de los resultados dar recomendaciones encaminadas y que se realicen reparaciones sin afectar al comportamiento de los generadores. Se eligieron varios puntos donde se tomaron datos de magnitud de densidad de campo magnético, para tener puntos de comparación, respecto de los siguientes casos:

Figura 3. Líneas de flujo magnético en el caso donde se modela un daño en la esquina del diente.

En la siguiente figura se muestra un mapa de flujo global del generador bajo carga y en condiciones sin daño en los dientes.

Figura 1. Líneas de flujo magnético en el generador con carga nominal y en condiciones sin daño.

Fuente: Autor.

Figura 4. Flujo magnético cuando se ha removido la sección del diente que corresponde al alojamiento de la cuña de bobina en todo su espesor.

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los dientes o paquetes del núcleo en cortocircuito, consiguiendo de esta manera recuperar el aislamiento laminar.

Figura 5. Campo magnético donde se elimina medio diente hasta parte interior de lado de bobina de Top.

Gráfico 2. Resistencia Variable.

Fuente: Autor.

Después de realizado el trabajo, se practicaron pruebas de Toroide, C.I.D. (Core Imperfectión Detector) y termografía, obteniendo resultados muy satisfactorios.

Ahora ya existe el conocimiento y lo más importante la experiencia de haber realizado estas reparaciones desde hace algunos años atrás y todas ellas con excelentes resultados, prueba de ello es que en todas las unidades en que se ha permitido intervenir no han presentado ninguna novedad. Solo falta la confianza y decisión de los personeros que tengan la responsabilidad de definir la reparación y el mantenimiento con personal técnico nacional.

Figura 6. Campo magnético para el caso donde se ha eliminado el diente totalmente que corresponde a la altura del alojamiento de bobina de fondo.

Un desprendimiento de parte de laminación de un paquete inferior del núcleo, ocurrió recientemente en una de las unidades generadoras más antiguas de nuestro país. Presumiblemente a la disminución de la compresión inicial, se presentó un aflojamiento de paquetes laminares que con el efecto vibratorio, y láminas más flojas, fueron fraccionándose hasta perder un pedazo de diente.

De los resultados de la simulación, se puede destacar los siguientes resultados y recomendaciones en base a que todos los cortocircuitos entre láminas serán eliminados.

• En el caso de una remoción superficial como es el caso 2, esta sería la mejor alternativa de ejecución.

• Los casos 3 y 4 muestran una condición particular que todavía es tolerable y no presentaría problemas en la operación del generador.

• Los casos 5 y 6 presentan altos niveles de dispersión y saturación, el entrehierro en estos dos casos es muy grande, por lo que no se recomienda ejecutar una reparación en estas condiciones.

El otro procedimiento de reparación, es el método de LECHIN ejecutado por personal y mano de obra extranjera de ANDRIZ - Italia; este consiste en un proceso electroquímico que a través de un circuito eléctrico de corriente continua, alimentado por una fuente de voltaje de 12 vol., descomponiendo así la calamina para suavizarla y desprenderla de

Fotografía 1. Central Hidroeléctrica Pucará U2

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El flujo penetra a través de la sección sana del diente, propiciando una saturación en el mismo, esto debido al flujo entrante al diente antes del daño, ahora pasa solamente por aproximadamente las tres cuartas partes de este.

Se debe atender oportunamente esta falla, ya que de seguir avanzando en la pérdida de más sección del diente, puede propiciarse altos niveles de dispersión, afectando el comportamiento de las bobinas laterales con niveles altos de saturación llevando a pérdidas en los dientes adyacentes.

Fotografía 3. Central Cumbayá U4 1999 E.E Quito.

Fotografía 2. Central Hidroeléctrica Pucará U2

Trabajos realizados En noviembre de 1995 en la Central Térmica Esmeraldas, se participó en la reparación del cortocircuito interlaminar de los paquetes del estator, este trabajo fue supervisado por un técnico mexicano, para la ejecución también formó parte de este grupo, técnicos nacionales con la intención de capacitación de personal ecuatoriano.

Utilizaron el método de decapado, en razón de que los daños no eran únicamente superficiales sino también con desprendimiento del laminado.

En julio de 1996 en la Central Térmica Esmeraldas, se participó en la recuperación del aislamiento interlaminar, en esta reparación la supervisión y mano de obra fue de origen italiano, mediante un procedimiento de electrólisis conocido también como LECHING, que consiste en la aplicación de corriente continua para suavizar y eliminar el cortocircuito por frotamiento.

Fotografía 3. Central Cumbayá U4 1999 E.E Quito.

En julio de 1997 en la central térmica Esmeraldas, se reparó el aislamiento de algunos paquetes del estator, trabajo en el que sólo participó la supervisión y mano de obra nacional.

En mayo de 2018, debido a daños importantes por introducción fortuita de un cuerpo metálico en el entrehierro, se reparó el núcleo del estator del generador de la Unidad N°10 de la Central Jaramijó.

En octubre de 1999, se recuperó el aislamiento interlaminar del núcleo estator del generador en la unidad N°4 de la Central Hidroeléctrica Cumbayá de la Empresa Eléctrica Quito.

A continuación el proceso de reparación de uno de sus puntos afectados:

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Proceso 01

Proceso 02

Proceso 03

Proceso 04

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En junio de 2019, en la Central Manta II de la Unidad de Negocio Termomanabí, se realizó la reparación de núcleo del estator y rotor de excitatriz de MDU3.

Fotografía 1. Central Manta II Unidad MDU3 Estator.

Fotografía 2. Central Manta II Unidad MDU3 Estator.

Fotografía 3. Central Manta II Unidad MDU3 Rotor.

Fotografía 4. Central Manta II Unidad MDU3 Rotor.

Conclusiones y recomendaciones

Referencias bibliográficas

• Actualmente en el país se cuenta con personal técnico nacional con el conocimiento y experiencia para responsabilizarse de ejecutar estos trabajos.

• Ahorro de costos muy elevados por este servicio, como también pérdidas de generación por períodos muy largos de parada por reparación.

• Realizar concurso de personal técnico nacional con conocimiento del tema para la supervisión y ejecución, con conocimiento de causa que garantice la eficiencia de las reparaciones.

• De hecho se están realizando estos trabajos con personal de supervisión y ejecución nacional en muchas unidades de generación desde algunos años atrás y con excelentes resultados.

• Se recomienda la conformación de un grupo técnico de servicio al sector eléctrico, que se encargue del mantenimiento y reparaciones de los bobinados y núcleos de los generadores.

• Confianza de las personas encargadas en personal nacional técnico, para realizar estas reparaciones.

· Publicación del Análisis del efecto en la distribución de campo magnético debida a la remoción de parte de un diente en el estator de una unidad generadora. I.I.E. (Instituto de Investigaciones Eléctricas) de México · Técnicas Modernas de Rebobinado de Generadores Eléctricos. Ing. José Alfredo Galas Martínez. · Seminario Operación y Mantenimiento Generadores Eléctricos. GRUPO TURBOGEN · Manual of Hidrogenerator Maintenance for Agoyán Power Station. MITSUBISHI ELECTRIC CORPORATION · Manual de Montaje y Mantenimiento de Generadores para Generadores. ANDRITZ Hydro

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SUSTENTABILIDAD EN PROYECTOS DE SOTERRAMIENTO DE REDES ELÉCTRICAS EN ÁREAS URBANAS Ing. Alexandra Paola Jácome González, Mgs. Gestión y Fiscalización Ambiental EEQ

Ing. Rosa Elena Albuja Valverde, Mgs. Fiscalizadora Ambiental Proyectos de Soterramiento EEQ

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Presentación del tema

importancia de implementar un sistema de gestión, basado en experiencias de proyectos anteriores carentes de lineamientos ambientales, por lo que en base a las experiencias en otros proyectos de soterramiento desarrollados antes del 2018, permitió identificar los siguientes impactos ambientales y riesgos externos:

L

a legislación ambiental ecuatoriana vigente y la falta de conciencia ambiental en la sociedad, limita alcanzar la sustentabilidad en proyectos de soterramiento de redes eléctricas de medio y bajo voltaje en áreas urbanas, conforme la experiencia obtenida durante la ejecución de varios proyectos de soterramiento en el Distrito Metropolitano de Quito, donde se han presentado conflictos con actores sociales, impactos negativos al entorno natural y el incremento económico del proyecto requerido para mitigar esta problemática causada principalmente por la omisión de lineamientos específicos en la normativa ambiental para estos proyectos.

• Generación de material particulado provocado por el movimiento de tierra durante la excavación en zanjas, cámaras de transformación subterráneas y pozos.

• Deterioro escénico del entorno natural a causa de las actividades constructivas, presencia de maquinaria pesada y material sobre el espacio público.

• Generación de desechos especiales y peligrosos como consecuencia del uso de productos químicos durante los trabajos de encofrado y desencofrado, así como la demolición de estructuras existentes.

• Afectación del arbolado urbano causado principalmente por trabajos de excavación en veredas.

• Dificultad en movilidad vehicular y peatonal causada por construcción de pozos, cámaras y zanjas, presencia de maquinaria pesada.

• Conflictos con la comunidad generados principalmente por los impactos ambientales antes mencionados.

• Alteración de la actividad económica de la comunidad al obstaculizar parcialmente el ingreso a los distintos locales comerciales durante las actividades constructivas.

Características generales Conforme la problemática presentada, se involucró y concientizó a los diseñadores y ejecutores de estos proyectos con la integración de un sistema de gestión que incluyan lineamientos técnicos ambientales, sociales, de seguridad y salud; así como los recursos económicos específicos para el cumplimiento de lo antes indicado.

Es así que se analizaron varios proyectos de soterramiento desarrollados hasta antes del 2018, donde se identificaron impactos ambientales significativos no controlados, que fueron considerados como línea base para determinar los requisitos técnicos necesarios para crear proyectos sustentables a partir del año 2018.

Por otro lado, los riesgos externos a los cuales han estado sujetos los proyectos han sido:

Los proyectos de soterramiento de redes de media y baja tensión, consisten en la reubicación de los cables aéreos mediante ductería subterránea, para lo cual se ejecutan obras civiles con la apertura de zanjas, pozos y cámaras ubicadas en veredas y calzadas del espacio público.

• Ausencia de información de redes eléctricas, conectividad y tubería; lo que causa retrasos durante las excavaciones provocando dilatación en el cronograma de trabajo.

• La falta de conciencia ambiental de los promotores-constructores y la generación de conflictos sociales durante la ejecución de los proyectos, derivaron en que los impactos antes mencionados sean de carácter muy significativo, en donde las autoridades de control competentes exigían la compensación o arreglo de los daños ambientales causados; provocando el incremento económico de los presupuestos, por lo que los mismos no eran considerados “proyectos sustentables”.

Desarrollo Respecto de la legislación ambiental ecuatoriana vigente, el Código Orgánico Ambiental y su Reglamento el Texto Unificado de Legislación Ambiental Secundaria del Ministerio del Ambiente, el Catálogo del Sistema Único de Información Ambiental y Ordenanzas Municipales; no contemplan proyectos de soterramiento, en consecuencia los permisos ambientales no consideran las características técnicas de un proyecto de soterramiento.

A partir de agosto del año 2018, sobre la base de lo antes expuesto, se interviene en los proyectos con un sistema de gestión ambiental interno en las fases de diseño, construcción y recepción final en las obras alcanzando la sustentabilidad en los proyectos.

En vista de estos vacíos legales, las autoras como especialistas ambientales en proyectos de soterramiento de redes eléctricas, determinaron la

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Resultados

alcanzar la sustentabilidad de los proyectos.

Para mitigar los impactos ambientales negativos identificados, el trabajo previo de concientización, cumplió un papel fundamental sobre la importancia de la sustentabilidad en proyectos dirigidos a los profesionales que diseñan y ejecutan los trabajos para la implementación dentro de los dossieres de calidad.

Para que estos puedan mantener indicadores de sustentabilidad se mantienen los siguientes lineamientos: • Protección del suelo (PS): mediante superficies impermeabilizadas y cubetos de contención, para trabajos que impliquen el uso de productos químicos como encofrado y desencofrado.

Es así que al 2021, la Empresa Eléctrica Quito ha ejecutado varios proyectos de soterramiento de redes de media y baja tensión en áreas urbanas, los cuales han contemplado durante su diseño y ejecución iniciativas como: protección del suelo (PS), del agua (A), el paisaje (P), arbolado urbano (AU), desarrollo humano (DH), inclusión social (IS), gestión urbana (GU), manejo de residuos sólidos (MRS) y consumo responsable (CR); con el objeto de generar un impacto altamente positivo en las áreas de influencia directa de cada uno de los proyectos.

Para la evaluación de la sustentabilidad se tomaron en consideración los indicadores de los aspectos potencializados, alcanzado como resultado que:

Fotografía 1. Proyecto Soterramiento Plataforma Bicentenario Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

Tabla 1. Evaluación de Sustentabilidad.

Fuente: Jácome, Albuja. 2021.

Tabla 2. Criterios de Calificación de los Indicadores.

Fuente: Jácome, Albuja. 2021.

Tabla 3. Resultados para los Proyectos.

Fuente: Jácome, Albuja. 2021.

Los proyectos de la Tabla 1, colocados en orden cronológico desde el 2018 hasta la actualidad (2021), evidencian de manera significativa la implementación de controles en los aspectos ambientales, sociales y económicos, permitiendo

Fotografía 2. Proyecto Soterramiento Arroyo Delgado Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

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• Protección del agua (PA): reduciendo el uso de la cantidad de agua para el control de polvo, mediante hidrolavadoras que permiten el ahorro del recurso y abarcan mayor área.

• Paisaje (P): implementación de barreras visuales para evitar el deterioro del paisaje urbano durante la construcción.

Fotografía 5. Proyecto Soterramiento Arroyo Delgado Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

Fotografía 3. Proyecto Soterramiento Arroyo Delgado Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

Fotografía 6. Proyecto Soterramiento Arroyo Delgado Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

• Arbolado urbano (AU): replanteo de tramos de soterramiento para evitar la tala y corte de árboles, aplicación de bioestimulante a raíces, tallos y follajes de los mismos para minimizar el impacto de los trabajos de zanja, siguiendo los lineamientos de cuidado de los Manuales de Arbolado Urbano de la Secretaria del Ambiente.

Fotografía 4. Proyecto Soterramiento Arroyo Delgado Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

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Fotografía 7. Proyecto Soterramiento Arroyo Delgado Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

Fotografía 9. Proyecto Soterramiento Mariana 2 Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

Fotografía 8. Proyecto Soterramiento Arroyo Delgado Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

Fotografía 10. Proyecto Soterramiento Arroyo Delgado. Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

• Desarrollo humano (DH): durante la ejecución de los proyectos no se afectó el suministro de energía eléctrica y se mantuvo con normalidad los servicios básicos, para ello se realizaron trabajos previos con georadar para identificar redes eléctricas antiguas, tuberías de agua potable y/o alcantarillado y conectividad, con la finalidad de evitar daños durante los trabajos de excavación.

• Inclusión Social (IS): siendo el factor humano el más importante y con el fin de reducir el impacto a la comunidad durante los trabajos, se implementaron elementos que permitan a los peatones y vehículos movilizarse de manera segura en el espacio público.

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Fotografía 11. Proyecto Soterramiento Mariana 2 Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

Fotografía 11. Proyecto Soterramiento Mariana 2 Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

Fotografía 12. Proyecto Soterramiento Mariana 2 Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

• Gestión Urbana (GU): considerando que los proyectos deben alinearse a la preservación del interés público se implementaron instrumentos, mecanismos e iniciativas que permiten a futuro la consecución de un desarrollo urbanístico planificado; como es el caso del reemplazo de construcciones antiguas por edificios altos y modernos.

Fotografía 12. Proyecto Soterramiento Mariana 2 Ecuador, DMQ. Fuente: Autor.

• Consumo Responsable (CR): como principio rector se obliga a la contratista al consumo responsable y solidario, relacionado a la minimización de generación de envases plásticos (hidratación del personal en obras con vasos de papel reciclado), la adquisición de materiales en cantidades requeridas para evitar generar residuos o desperdicios innecesarios; reducción del uso del agua a través del uso de tecnología de ahorro, reducción de consumo de papel mediante la utilización de medios digitales.

• Manejo de residuos sólidos (MRS): con el reúso de materiales constructivos como, tanques metálicos para conformación de tapas, reciclaje de elementos comunes, minimización de desechos especiales y además el cumplimiento de la normativa vigente para el Manejo de Desechos.

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esfuerzos para alcanzar los objetivos de desarrollo sostenible.

Se recomienda mantener el seguimiento de los proyectos que se ejecutarán de aquí en adelante para ser una empresa líder en proyectos sustentables.

Referencias bibliográficas · Empresa Eléctrica Quito (2018, enero – 2019, junio), Informes de cumplimiento Ambiental Construcción de infraestructura soterrada para la reposición de equipos obsoletos a fin de mejorar la calidad de servicio III etapa “Sector la Recoleta”.Ecuador, DMQ. · Empresa Eléctrica Quito (2020-2021), Informes de cumplimiento Ambiental construcción del Primario Expreso Plataforma – Bicentenario. Ecuador, DMQ. Fotografía 15. Soterramiento Carolina 2. Ecuador DMQ. Fuente: Autor.

· Empresa Eléctrica Quito (2020-2021), Informes de cumplimiento Ambiental Reposición de redes de medio y bajo voltaje subterráneos primario 28 D Sector Mariana de Jesús 2. Ecuador, DMQ.

Sin dejar de lado la importancia que tiene la comunidad como un actor social fundamental para el desarrollo de los proyectos, se trabaja permanentemente con ellos aplicando métodos de socialización personalizados para minimizar los conflictos y mantener una relación armoniosa entre los actores sociales involucrados.

· Empresa Eléctrica Quito (2020-2021), Informes de cumplimiento Ambiental Remodelación y reposición de redes de distribución de medio y bajo voltaje sector Urbanización Arroyo Delgado.

Ecuador, DMQ.

Conclusiones

· Empresa Eléctrica Quito (2020-2021), Remodelación de Redes de Medio y Bajo Voltaje del Primario “24B” Barrio La República, Sector: Av. Amazonas, Av. Mariana de Jesús, Av. 10 de Agosto, Av. Eloy Alfaro (Carolina 2). Ecuador, DMQ.

A pesar de que la normativa ambiental ecuatoriana y la falta de conciencia ambiental, han sido una barrera importante para alcanzar la sustentabilidad de los proyectos, la implementación de un sistema de gestión basado en iniciativas novedosas y controles estrictos, han permitido alcanzar proyectos de soterramiento de redes eléctricas sustentables en el área urbana.

Los trabajos de socialización que se mantienen con la comunidad son un aspecto muy importante, pues han permitido superar los conflictos con los actores sociales causados por la falta de comunicación durante la ejecución de los proyectos, esto ha permitido mitigar los impactos negativos y evitar el incremento del presupuesto del proyecto.

Recomendaciones Es necesario continuar y mantener los esfuerzos conjuntos con los diseñadores, constructores, fiscalizadores y comunidad para alcanzar la sustentabilidad de los proyectos en pro de obtener un servicio eléctrico de calidad, sin dejar de lado la responsabilidad socio ambiental como parte de los

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ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO ELECTROLÍTICO A PARTIR DE LA ENERGÍA DESAPROVECHADA EN LAS CENTRALES DE CELEC SUR POR EL VERTIMIENTO DE AGUA EN LA PRESA AMALUZA Ing. Aurelio Armando Bernal Bernal, Mgs Jefe de Operaciones CELEC SUR Ing. Juan Paúl Cordero Alvarez, Mgs Jefe Central Paute Mazar CELEC SUR

Introducción

caudal es regulado por el embalse Mazar, el cual permite la regulación y conducción de las aguas para la Central Paute-Molino, mismo que tiene una capacidad instalada de 1.100 MW. La Central Paute-Sopladora, con una capacidad de 487 MW no cuenta con un embalse y se abastece de las aguas turbinadas de la Central Paute-Molino.

E

l complejo hidroeléctrico Paute de la unidad de negocio CELEC SUR, está constituido por las centrales en cascada Mazar, Molino y Sopladora que aprovechan el agua del río Paute para generar energía eléctrica; y, en la actualidad representa el 34,36 % de la producción total de energía del Ecuador (CENACE, 2021). La Central Paute-Mazar tiene una potencia instalada de 170 MW, cuenta con una presa cuya capacidad de almacenamiento es de 410 Hm3 y aguas abajo, se encuentra el embalse Amaluza con una capacidad de almacenamiento de 120 Hm3 (de los que el 40% son sedimentos) y cuyo

En periodos de alto aporte hídrico, los caudales de ingreso a los embalses aumentan considerablemente, lo cual conlleva al vertimiento de agua en las presas de las centrales. Además debido a que en los últimos años se han puesto en marcha nuevas centrales hidroeléctricas en el país, los regímenes de despachos energéticos

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priorizan la operación de estas nuevas centrales, disminuyendo la producción de energía de las centrales del complejo hidroeléctrico Paute, provocando el aumento de los volúmenes de agua evacuados por las presas Mazar y Amaluza.

periodos de vertimiento de la presa Amaluza.

Dado el vertimiento que existe en la presa Amaluza, el hidrógeno producido a través de electrólisis se presenta como una alternativa interesante para para aprovechar la energía no generada por los caudales evacuados de los vertederos de esta presa (Agarussi & Espínola, 2008).

En la Figura 1 se muestra un esquema descriptivo del complejo hidroeléctrico Mazar - Molino Sopladora, como se puede observar, tanto el caudal turbinado como el vertido de la Central Paute-Mazar es almacenado en la presa Amaluza.

Por otra parte, el vertimiento presentado en la presa Amaluza, cuando las centrales Paute-Molino y Paute-Sopladora disponen de capacidad para incrementar su generación, se considera como una pérdida o desperdicio de energía.

Existen algunos estudios que analizan la posibilidad de producir hidrógeno electrolítico a partir de la hidroelectricidad en diferentes países, pero pocos han evaluado esta posibilidad en América Latina (Peláez-Samaniego et al, 2014). En Ecuador en el año 2009, se realizó un estudio de factibilidad de producción de hidrógeno electrolítico en la unidad de negocio Hidropaute, el mismo que considera los vertimientos históricos producidos en la presa Amaluza en condiciones de inexistencia de las centrales Mazar y Sopladora (Peláez-Samaniego, 2009). De todos estos estudios se concluye que el principal problema del hidrógeno electrolítico es su alto costo de producción. Sin embargo al ser este producido a partir de energía hidroeléctrica desperdiciada por los vertimientos de agua, su costo de producción podría reducir significativamente y a su vez hacer de esta opción una alternativa atractiva y viable para su implementación.

El objetivo de este documento es identificar la factibilidad de la producción de hidrógeno en el Ecuador, a partir de hidroelectricidad y proporcionar la línea de base para una mayor discusión sobre las opciones para integrar las energías renovables con los conceptos de economía baja en carbono.

Aunque el documento se basa en datos del vertimiento de agua en el complejo hidroeléctrico Paute, se debe considerar que en el país se tienen planificados la ejecución de nuevos proyectos para la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables (como por ejemplo eólica y solar), lo cual podría expandir las alternativas para producir hidrógeno electrolítico (PeláezSamaniego et al, 2014).

Desarrollo

Figura 1. Topología del complejo Mazar-Molino-Sopladora.

Fuente: Adaptado de (Alzamora, 2010).

1. Producción de hidrógeno por electrólisis

Es claro que si se desea aprovechar la energía disponible de la Central Paute-Mazar, incrementando su generación en los periodos de vertimiento de la presa Amaluza, se podría ampliar los caudales evacuados por dicha presa; para evitar esto sería necesario desarrollar programas de optimización de vertimientos en las presas del complejo, lo cual se encuentra fuera del alcance de este trabajo. Es por esta razón que para el presente análisis, no se considera la energía que podría aportar la Central Paute-Mazar en los

El hidrógeno es el elemento químico más abundante en la naturaleza. No obstante, no se encuentra libre, sino que está asociado a compuestos químicos como el agua o los hidrocarburos (Peláez-Samaniego M. R., 2009). De los diferentes métodos de producción, la electrolisis del agua es la única tecnología industrial que produce hidrógeno con cero emisiones. Las dos tecnologías más desarrolladas para la electrólisis se basan en: 1) membranas poliméricas o de intercambio de protones PEM (por sus siglas en 34

inglés: Proton Exchange Membrane) y, 2) de electrolito líquido, como el hidróxido de potasio y también trabajándose con electrolitos sólidos o gelatinosos.

En ambos casos se produce la disociación de la molécula de agua por acción de una corriente eléctrica, aplicada a dos electrodos separados por el electrolito o una membrana que permite sólo el paso de los iones positivos, produciéndose hidrógeno en el cátodo y oxígeno en el ánodo (Carvajal-Osorio et al, 2009).

Figura 3. Producción de energía por central del complejo Paute [MWh].

Fuente: Autor en base a (CELEC SUR, 2011-2020).

Figura 2. Electrólisis del agua y balance energético.

Fuente: (Carvajal-Osorio et al, 2009).

2. Recurso hídrico Ecuador posee una gran riqueza en lo que tiene que ver con sus recursos hídricos. INECEL a través del Plan Maestro de Electrificación estimó una potencia aprovechable de 21.520 MW. Sin embargo, de todo ese potencial hídrico con que cuenta el Ecuador, hasta la actualidad solo se ha aprovechado aproximadamente un 23,59 % (alrededor de 5.076 MW de potencia instalada), en centrales hidroeléctricas (ARCONEL, 2019). De este potencial, el 34,61 % (1.757 MW) se encuentra instalado en el complejo hidroeléctrico Paute, con sus tres centrales Mazar, Molino y Sopladora.

Figura 4. Caudales y volúmenes de ingreso al embalse Mazar.

Fuente: Autor en base a (CELEC SUR, 2011-2020).

En la Figura 5 se muestra la cantidad de agua vertida por la presa Amaluza desde el año 2011 (CELEC SUR, 2011-2020). Se verifica que los volúmenes de vertimiento aumentan desde el año 2016 lo cual coincide con la puesta en marcha de las nuevas centrales hidroeléctricas en el país. En los años 2018 y 2020 los volúmenes evacuados disminuyen, debido a las moderadas condiciones hidrológicas que se presentaron en estos años.

En la Figura 3 se muestra la producción de las centrales de la cuenca del río Paute de la unidad de negocio CELEC SUR, desde el año 2011 hasta el año 2020 (CELEC SUR, 2011-2020). Se puede observar que, a partir del año 2016, disminuye la producción de la Central Paute-Molino, debido a que desde ese año se estabilizó la operación de las nuevas centrales hidroeléctricas que se instalaron en el país. Por otra parte, en la Figura 4 se observan los caudales y volúmenes de ingreso al embalse Mazar y se evidencia que 2019 fue el año de mejores condiciones hidrológicas, sin embargo, esto no se vio reflejado en la producción de energía de la Central Paute-Molino, por lo que en este año se incrementó el vertimiento de agua por la presa Amaluza.

Figura 5. Vertimiento de agua por la presa Amaluza.

Fuente: Autor en base a (CELEC SUR, 2011-2020).

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3. Identificación del potencial energético para producir hidrógeno electrolítico Cuando se presentan vertimientos en la presa Amaluza; y, las centrales Paute-Molino y PauteSopladora no están a su máxima capacidad de generación, ocurre un desperdicio de energía que podría ser aprovechada para la producción de hidrógeno electrolítico. Para determinar la cantidad de energía que se puede utilizar por los vertimientos de agua, se han empleado los siguientes criterios: a) Se analizan cuatro escenarios que corresponden a los años 2017, 2018, 2019 y 2020 en los que se han presentado condiciones hidrológicas bajas (2018 y 2020), medias (2017) y altas (2019); b) se considera la productividad del agua de la Central Paute-Molino por encima de la cota 1.991 msnm (cota en la que inicia el vertimiento), que es de 1,56 kWh/m3; c) se analiza en cada hora la cantidad de energía desperdiciada a causa del vertimiento; d) en las horas de vertimientos se determina la cantidad de energía disponible en las centrales Paute-Molino y Paute-Sopladora; e) a la cantidad de energía disponible se le descuentan las reservas de generación para regulación primaria y secundaria de frecuencia, de acuerdo con lo que establece CENACE (2020).

También se resta las energías indisponibles por los mantenimientos programados y no programados;

f) se establece como energía utilizable a la energía desperdiciada por vertimiento, siempre y cuando esta sea inferior a la energía disponible, caso contrario la energía utilizable será igual al total de la energía disponible; g) si en los periodos de vertimiento la Central Paute-Sopladora no está a su máxima capacidad, ésta también podría incrementar su generación (dependiendo del caudal turbinado por la Central Paute-Molino) para aportar con energía aprovechable, para esto primero se establece la máxima energía que puede generar esta central en función de la generación de la central PauteMolino (según los datos históricos (CELEC SUR, 2011-2020), el factor de relación es: Energía Max Sopladora = Energía Generada Molino / 1,73) posteriormente se desarrollan los cálculos siguiendo los mismos criterios descritos en los literales d y e;

h) el total de energía aprovechable está limitado por el máximo consumo de la planta de electrólisis, que para este análisis es de 400 MWh (este dimensionamiento se explica en la siguiente sección); i) no se considera el aporte de la Central PauteMazar, ya que sus aguas turbinadas alimentan directamente al embalse Amaluza (ver Figura 1), por lo que elevar su generación en los periodos de vertimiento de dicho embalse, contribuiría a incrementar el caudal evacuado.

En la Figura 6 se observa la cantidad de energía aprovechable que se puede obtener para cada escenario analizado.

Figura 6. Energía aprovechable en los escenarios desde el 2017 al 2020.

Fuente: Autor en base a (CELEC SUR, 2011-2020).

Para determinar la cantidad de hidrógeno, que podría producirse a partir de la energía aprovechable en las centrales Paute-Molino y Paute-Sopladora, se utiliza la información de los electrolizadores disponibles en el mercado (como por ejemplo los del fabricante Norsk), con un consumo de energía aproximado de 52 kWh / kg H2) (Moeckel Picchi, 2018).

b) infraestructura civil (3% del costo de los electrolizadores) (Peláez-Samaniego et al, 2014); c) diseño de ingeniería, supervisión, costos de montaje, honorarios del contratista (6% del costo de los electrolizadores) (Peláez-Samaniego et al, 2014); d) contingencia (5% del costo de los electrolizadores) (Peláez-Samaniego et al, 2014);

4. Dimensionamiento de la planta de electrólisis

e) se considera que las plantas de electrólisis operen continuamente en los periodos en los que se pueda aprovechar la energía que se desperdiciar por los vertimientos en la presa Amaluza;

El tamaño de la planta de electrólisis dependerá principalmente de la potencia disponible para abastecer dicha planta, considerando que, una planta con una alta potencia instalada elevaría los costos de producción y en contraparte, una planta de baja potencia instalada desaprovecharía gran parte de la energía utilizable y la producción de hidrógeno disminuiría considerablemente.

f) el costo de la electricidad ha sido reconocido como un factor clave para la generación de hidrógeno, sin embargo al utilizar energía desperdiciada, debido a los vertimientos de agua, es posible definir que el costo de la electricidad para la generación de hidrógeno es igual al costo de liquidación que recibe CELEC SUR por producción de energía (2 US$/MWh);

Empleando los criterios descritos en la sección anterior, se puede obtener una energía total utilizable de entre 488 y 809 GWh, para condiciones de bajos y altos caudales de ingreso respectivamente (escenarios 2020 y 2019), la misma que puede variar dependiendo de las condiciones hidrológicas y de los despachos energéticos asignados por el CENACE. En todos los casos, la potencia máxima utilizable horaria está en alrededor de 1 GW. Como se mencionó en el párrafo anterior, dimensionar la planta de electrólisis para esta capacidad representaría altos costos de producción de hidrógeno, dando como resultado un proyecto inviable.

g) costos operacionales y de mantenimiento anuales (1,54 % del total de la inversión inicial) (Moeckel Picchi, 2018); h) la vida útil de los sistemas electrolizadores se supone es de 20 años (Moeckel Picchi, 2018); i) se supone que hay capital privado disponible para el proyecto; j) la venta de créditos de carbono tendría un impacto positivo en la economía del proyecto, sin embargo para este trabajo no se considera este rubro; y,

Se considera aceptable aprovechar alrededor de un 80% de la energía utilizable, para lo cual se debe dimensionar una planta de electrólisis con capacidad instalada de 400 MW, lo que generaría un aprovechamiento energético de entre 415 y 637 GWh.

k) tampoco se considera recuperar y vender oxígeno, un subproducto del proceso de la electrólisis; así el costo de producción es absorbido solo por el hidrógeno.

5. Determinación del costo de producción de hidrógeno electrolítico

6. Resultados y discusión

Para determinar el costo de producción de hidrógeno electrolítico, se tomó como referencia los sistemas de electrolizadores de máxima capacidad disponibles en el mercado (electrolizadores alcalinos) (Moeckel Picchi, 2018), se partió de los siguientes elementos y supuestos:

6.1 Disponibilidad de energía y potencial para producir hidrógeno La disponibilidad de energía en cada escenario se presenta en la Tabla 1. Los resultados muestran que sería posible aprovechar entre 415 y 637 GWh/ año (en condiciones de baja y alta hidrología respectivamente), la energía no generada en las centrales Paute-Molino y Paute-Sopladora. Esta energía ofrece opciones para producir hidrógeno electrolítico, contribuyendo a la disminución de uso de combustibles fósiles para generar energía en el

a) Inversión de capital: el costo de los electrolizadores es el componente principal en el cálculo del costo de producción de hidrógeno. Según Moeckel Picchi (2018), para el año 2021 este costo es de aproximadamente 626 €/kW (737 US$/kW);

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6.3 Posibles usos del hidrógeno en Ecuador

Ecuador. La Tabla 1 también muestra la cantidad de hidrógeno que podría obtenerse en condiciones de cada escenario.

En la actualidad en nuestro país existen diferentes factores como: logística de distribución del producto, mercado, factores socioambientales y necesidades del país; permiten vislumbrar tres posibles usos para el hidrógeno: a) Como materia prima para la producción de amoníaco,

Tabla 1. Disponibilidad de energía y producción de hidrógeno en cada escenario.

Fuente: Autor.

b) como insumo en la refinación de petróleo; y,

6.2 Costo de producción de hidrógeno electrolítico

c) para la generación de electricidad (usando celdas de combustible) (Peláez-Samaniego M. R., 2009).

El costo de producción de hidrógeno, aprovechando la energía desperdiciada por vertimientos de agua en del embalse Amaluza podría variar entre 1,91 US$/kg y 2,87 US$/kg (Tabla 2). Como se mencionó anteriormente, estos costos no consideran los réditos que se pudieran obtener por la venta de créditos de carbono y tampoco incluyen el oxígeno como un subproducto del proceso. La inclusión de estos dos parámetros reducirá los costos de producción de hidrógeno y deben ser incluidos en futuros análisis de factibilidad.

6.3.1 Uso de hidrógeno para producir amoníaco La producción de amoníaco es la aplicación en la que se utiliza más hidrógeno. A partir de este químico son elaborados los abonos nitrogenados, cuyo uso en la agricultura no tiene sustitutos (PeláezSamaniego M. R., 2009). Se propone producir amoníaco utilizando hidrógeno electrolítico y emplear este compuesto para la fabricación de fertilizantes nitrogenados. La planta de producción de amoníaco se podría ubicar en Guayaquil, esto debido a que la ciudad está cerca de grandes cultivos productores (por ejemplo, arroz, plátano, maíz, cacao, caña de azúcar, entre otros), que dependen de fertilizantes. El puerto de Guayaquil también podría ayudar a la logística de importar (cuando sea necesario) otras materias primas para el proceso (Peláez-Samaniego et al, 2014).

Por otra parte, debido al bajo costo de la electricidad que significaría aprovechar la energía no producida por vertimiento, los costos obtenidos en este análisis para la producción de hidrógeno son competitivos, si se los compara con otros costos de producción según la literatura consultada (Tabla 3). De hecho el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), indica que el objetivo del costo de producción de hidrógeno está en el rango de 2,00 US$/kg a 3,00 US$/kg (Peláez-Samaniego et al, 2014). Por lo tanto la producción de hidrógeno electrolítico, utilizando la energía desperdiciada por el vertimiento de agua en la presa Amaluza parece ser factible.

Según (Brown T, 2018), se requieren 9,6 MWh de energía para producir una tonelada de amoníaco; con los resultados de la Tabla 1, tomando como referencia el año 2017 (hidrología media), sería factible producir alrededor de 58.000 toneladas de compuesto químico por año y considerando que para producir una tonelada de urea se requiere aproximadamente 0,58 toneladas de amoníaco (Chen, 2014), se podría obtener una producción anual de urea de 100.000 toneladas. Según los datos del Banco Central del Ecuador (2021), en los últimos cuatro años (2017 al 2020), el Ecuador ha importado un promedio anual de 254.712 toneladas de urea, por lo que dicha importación se podría reducir en un 39,26 %, si se emplea la energía desaprovechada por los vertimientos del embalse Amaluza para la producción de abonos nitrogenados.

Tabla 2. Costos de producción de hidrógeno electrolítico bajo diferentes condiciones (el costo de los electrolizadores es de 737 US$ /kW y la planta tiene una potencia instalada de 400 MW).

Fuente: Autor, en base a (Peláez-Samaniego et al, 2014).

6.3.2 Uso de hidrógeno en el proceso de refinación de petróleo Las refinerías de petróleo utilizan cantidades

Tabla 3. Costos de hidrógeno reportado en la literatura.

Fuente: Autor en base a (Peláez-Samaniego et al, 2014).

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electrolítico con la energía no utilizada en CELEC SUR en los próximos años, es necesario realizar estudios para identificar las variables que influirán en dicha producción, como son:

significativas de hidrógeno para el hidro procesamiento de petróleo. Ecuador tiene tres refinerías de petróleo: Esmeraldas, La Libertad y Shushufindi; que tienen una capacidad instalada total de 175.000 barriles/día. La refinería de Esmeraldas (que procesa 110.000 barriles/día) es capaz de procesar petróleo de diferentes calidades, incluyendo aceites pesados y con alto contenido de azufre. El consumo actual de hidrógeno en la refinería de Esmeraldas es de 1.500 kg/h (PeláezSamaniego et al, 2014). En estas condiciones la refinería podría demandar aproximadamente 6.570 t/año de H2. Esta cantidad sería factible de obtenerla en todos los escenarios analizados (ver Tabla 1).

a) pronósticos de caudales de ingreso y de vertimiento en las presas del complejo, basados en programas de despachos de optimización de energía y de vertimientos; b) crecimiento de la demanda energética en el país; y, c) producción de energía de los nuevos proyectos de energías renovables que ingresaran a operar en el país.

6.3.3 Uso de celdas de combustible de hidrógeno para respaldar energía

Conclusiones

El almacenamiento de energía puede realizarse a través de diferentes métodos, sin embargo en el concepto de economía baja de carbono en Ecuador, el uso de hidrógeno electrolítico podría ser una opción (Peláez-Samaniego et al, 2014). Por estos motivos se propone almacenar hidrógeno para convertirlo nuevamente en electricidad por medio de celdas de combustible, sirviendo como un sistema de respaldo para las energías renovables, especialmente durante los periodos de alta demanda. Un tipo adecuado de celda de combustible para aplicaciones estacionarias es la PEMFC (celda de combustible de membrana de intercambio de protones) (Peláez-Samaniego M. R., 2009).

• En este trabajo se ha analizado la posibilidad de producir hidrógeno electrolítico, utilizando la energía desperdiciada a causa de los vertimientos de agua que se presentan en el embalse Amaluza del complejo hidroeléctrico Paute, lo que podría servir como un componente importante hacia una economía baja en carbono en el país.

• La cantidad de hidrógeno que se podría obtener, da indicaciones positivas sobre la viabilidad de esta propuesta. Además el hecho de emplear la energía no utilizada por vertimientos, hace que los costos de producción de hidrógeno electrolítico sean competitivos. Sin embargo se debe anotar que hoy en día no se cuentan con electrolizadores de alta potencia (>30 MW), lo cual podría ser una limitante para los resultados obtenidos en este trabajo.

Estudios futuros La viabilidad económica de instalar una planta de electrólisis para producir hidrógeno depende de varios factores. Primero es necesario identificar el costo real de producción de hidrógeno en las refinerías del país, en segundo lugar, se requiere un análisis de costo-beneficio de la instalación de la planta de electrólisis y el uso de hidrógeno electrolítico en lugar de petróleo. Además debido a la gran capacidad de planta, es necesario investigar si existen fabricantes que ofrezcan electrolizadores de alta potencia, mínimamente de 10 MW. Como tercer factor se necesita más estudios para analizar la posibilidad de vender el oxígeno como subproducto y de obtener réditos por la venta de créditos de carbono. Cuarto, se requiere estudios de métodos para sincronizar el funcionamiento de diferentes tipos de empresas de energía que trabajan con fuentes renovables, que garantice el suministro continuo de hidrógeno para las refinerías y/o complejos petroquímicos que podrían producir amoníaco. Por último con el objetivo de establecer la producción de hidrógeno

• Un factor que podría ayudar al proyecto, es que las empresas de servicios públicos de generación, transmisión y distribución son propiedad del estado, lo que podría facilitar la toma de decisiones.

• Las tres posibilidades para usar hidrógeno discutidas en este documento ofrecen potencial para la implementación, destacando la alternativa de producción de amoníaco, ya que existen nuevas tecnologías y un mercado creciente en torno a este tema, lo que hacen de esta una alternativa viable y atractiva. Sin embargo se necesitan más estudios para abordar los factores económicos que podrían guiar la toma de decisiones con respecto a las inversiones.

• Aunque el análisis se realizó como una primera aproximación, con el objetivo de mostrar la energía desaprovechada por los vertimientos del embalse Amaluza del complejo hidroeléctrico Paute en las condiciones actuales del sistema eléctrico y en que

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se podría aprovechar dicha energía, sería factible utilizar las alternativas y los resultados presentados en este documento para realizar estudios más profundos e incluso expandir este análisis para todo el sistema nacional interconectado, para lo que el actual de sistema de despacho, basado en la optimización de la operación del sistema nacional de generación, deberá incluir aspectos que favorezcan la obtención de hidrógeno y su empleo.

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Plan de Responsabilidad Socioambiental y Relaciones Comunitarias de la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. Ing. Jorge Daniel Benavides Ontaneda, Mgs. Gestión Ambiental EERSSA Ing. Miguel Ernesto Castillo Jaramillo Administrador del SIG EERSSA

Presentación del tema

los actores y partes interesadas en el espacio geográfico de su área de influencia o concesión.

L

as empresas proveedoras de servicios estratégicos como lo es la energía eléctrica, deben propiciar el desarrollo de los sectores productivos como punto de partida para la evolución integral del entorno donde llevan a cabo sus actividades, dando estricto cumplimiento al componente legal y técnico; no obstante es prioritario que se tome en consideración el impacto que se genera sobre la población involucrada en la implementación y expansión de las redes de cobertura del servicio de energía eléctrica; en ese sentido la EERSSA desde el año 2018 viene ejecutando su Plan de Responsabilidad Social y Relaciones Comunitarias, el cual tiene como objetivo confirmar la responsabilidad ambiental de la empresa, dentro de un marco inclusivo a

Características Generales La norma ISO 26000 tiene como objetivo prioritario, contribuir a que las organizaciones se orienten hacia criterios de Desarrollo Sostenible, más allá del preceptivo cumplimiento legal relacionado con sus actividades y operaciones de negocio, integrando la responsabilidad social corporativa a los sistemas de gestión de la empresa.

La EERSSA dentro de sus 22700 km2, ha identificado segmentos sociales vulnerables (comunidades) de limitados recursos, mismos que resultan una oportunidad de brindar un servicio adicional o complementario, para recuperar el autoestima

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colectiva de éstas congregaciones a través de programas de apoyo, que consolidan la responsabilidad ambiental de la empresa con los objetivos de desarrollo sostenible, como el trabajo decente, crecimiento económico, la reducción de las desigualdades, comunidades sostenibles y por supuesto la acción por el clima como eje principal.

de subtransmisión.

Las acciones iniciadas por la EERSSA en los últimos años en cumplimiento de su Plan de Responsabilidad Social y Relaciones Comunitarias, le han hecho merecedora del Premio identificativo de Punto Verde, por la gestión de residuos y planes de responsabilidad social en el año 2019, otorgado por el Ministerio del Ambiente, además como finalista de los Premios Verdes 2019 organizado por el Banco de Desarrollo Ecuador, en la categoría de más de 200000 clientes; y, participó en 3 ediciones de los premios Latinoamérica verde con proyectos ambientales y sociales con resultados exitosos.

Resultados

El plan está apoyado por un adecuado y efectivo acompañamiento por parte de la EERSSA, a través de personal técnico y de experiencia en labores de gestión socioambiental, logrando resultados significativos a mediano plazo.

En cifras macro podemos resumir así el plan de responsabilidad socio ambiental y relaciones comunitarias.

• Centros educativos participantes, 150 en total.

• Contenedores reciclados entregados para gestión y clasificación de residuos: 250 unidades.

• Contenedores entregados pata gestión de pilas y baterías usadas: 200 unidades.

Desarrollo

• Kit de semillas certificadas de hortalizas fueron entregadas a comunidades: 30000 kits.

La ejecución efectiva del plan de responsabilidad socioambiental y de relaciones comunitarias de la EERSSA, basa su estrategia en la participación de comunidades en diferentes actividades que permitan iniciar con un emprendimiento, el cual llegue a ser un mecanismo de autosustento, que facilite desarrollar una conciencia colectiva del cuidado del ambiente a través de prácticas proactivas como es la adecuada gestión de residuos con ilustraciones prácticas de campo; mismas que se articulan en los espacios de escuelas unidocentes en su mayoría y el apoyo de las directivas de las comunidades activas de cada sector, asegurando la participación desde niños hasta personas adultas mayores.

• Entrega de semillas a través de 25 agencias de comercialización a nuestros usuarios en el área de concesión, al momento de cancelar sus planillas de consumo eléctrico.

• Huertos comunitarios desarrollados e implementados: 25 en total.

• Entrega de 20000 plantas de café de variedad ecuatoriano mejorada, en 10 comunidades.

• Material de difusión: folletos, trípticos y placas de reconocimiento a los participantes.

En la implementación de la actividad antes descrita, la empresa dota de contenedores para el reciclaje y clasificación, tanto de residuos o desechos; así como el manejo responsable de pilas y baterías usadas en depósitos adecuados.

• Entrega de jaulas metálicas para el reciclaje de botellas plásticas en 30 comunidades beneficiarias.

• Poda y corte de vegetación cercana a los conductores eléctricos, estableciendo permisos de los propietarios de los predios para minimizar el impacto, educando a la población en la no siembra de especies forestales cerca al tendido eléctrico de la EERSSA.

Las actividades de motivación e involucramiento de las comunidades se refuerzan con la generación de procesos de siembra de plántulas de especies nativas, destinadas a la protección de cuencas o microcuencas de las fuentes de agua para consumo humano, el cultivo de semillas certificadas de hortalizas, con el objeto de establecer huertos comunitarios con proyección y volumen de fines comerciales, más la provisión de especies tradicionales como el café en versiones mejoradas de alto rendimiento; estableciendo cultivos de impacto para las comunidades y a la vez, constituyen una solución al control de vegetación dentro de las franjas de servidumbre bajo las líneas

• Siembra de especies herbáceas en taludes sin vegetación de las centrales hidroeléctricas de la EERSSA, para evitar la erosión y retener suelos.

• Inversión con orden de trabajo OT. 24 – 2019 GEGEA: PLANES DE RESPONSABILIDAD SOCIO-AMBIENTAL Y RELACIONES COMUNITARIAS PG18-03-2019 (MONTO: 69,500.00 USD).

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Conclusiones El impacto es significativamente positivo para la población que ha participado de las actividades consideradas, en la fase de implementación del plan de responsabilidad socioambiental y relaciones comunitarias de la EERSSA, es así que la afectación general que se da por la emergencia sanitaria a causa del Covid-19, se vio mitigada en razón que las comunidades que participaron del plan, contaron con un recurso adicional para afrontar la emergencia.

Recomendaciones La ejecución de planes de responsabilidad social empresarial, mejora las relaciones comunitarias con las partes interesadas que son las afectadas por las actividades del giro del negocio en cualquier actividad, por lo que el fortalecimiento de tales relaciones a través de planes efectivos de responsabilidad social, permitirán un grado aceptable de sustento y desarrollo a los actores, convirtiendo esta acción en una obligación que pudiera ser apoyada por un marco legal o político en consecuencia.

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Metodología Para El Diseño Óptimo De Circuitos Secundarios Aéreos, En Redes De Distribución Eléctrica Ing. Carlos Alexander Pichucho Andrade Departamento de Provectos EEQ

Introducción

de redes, no toma en cuenta los costos asociados al proyecto, como inversión y deterioro de la red.

Por lo tanto además de encontrar el número y recorrido óptimo de cada CS, la selección de un calibre de conductor, mediante un análisis costo-beneficio permitirá tomar la mejor decisión a largo plazo, reduciendo de esta manera rubros adicionales correspondientes a energía perdida en el cable por Efecto Joule. Es así que mediante un estudio de optimización que considere las variables mencionadas, se llenan los vacíos metodológicos del procedimiento sumándole eficiencia al proceso de diseño.

A

ctualmente los planes de expansión de los Sistemas Eléctricos de Distribución, se enfocan en la eficiencia en cada etapa de la cadena del suministro energético; incrementar la eficiencia operativa reduciendo las pérdidas en las Redes Eléctricas de Distribución (RED) manteniendo un buen perfil de voltaje y ejecutando la menor inversión posible, sin duda es un reto vigente. En este punto se encuentra la etapa de diseño de las RED, que constituye una actividad de suma importancia para que las empresas distribuidoras logren sus objetivos.

Desarrollo

En este trabajo se aborda la problemática en los circuitos secundarios de bajo voltaje (CS), ya que en la red secundaria se produce pérdidas técnicas importantes, respecto de los otros segmentos de la cadena de suministro (Muñoz & Antonio, 2018).

Tradicionalmente las empresas distribuidoras ponen a cargo a ingenieros eléctricos para que realicen el diseño de las redes eléctricas de distribución, cumpliendo con normas de calidad de la energía basadas en estándares internacionales, de forma similar el sector privado contrata ingenieros proyectistas para que diseñen y desarrollen proyectos eléctricos que satisfagan sus necesidades. Es por ello que, para que los diseños se lleven a cabo de manera estandarizada y eficiente, las mismas empresas distribuidoras elaboran su normativa interna, acogiendo las disposiciones del ente regulador para el desarrollo de proyectos eléctricos relacionados con redes de distribución.

En la Empresa Eléctrica Quito, por ejemplo, se desarrollaron y están vigentes las Normas de Diseño de Redes Eléctricas de Distribución Rev 06.

I. Estudios de optimización para redes eléctricas de distribución En general los estudios de optimización de redes eléctricas de distribución, apuntan a la reconfiguración de la topología de red, con el fin de lograr objetivos como: disminución de pérdidas de energía, mejorar el perfil de tensión de la red o aumentar la confiabilidad de la misma. Sin embargo la mayoría de estudios relacionados con la optimización de las RED, están orientados al análisis de circuitos primarios o inclusive abordan el problema más ampliamente desde las subestaciones de distribución hacia aguas abajo, dejando relegado el análisis de los circuitos secundarios en las redes de distribución eléctrica, como se observará en el levantamiento bibliográfico a continuación.

Se encuentran trabajos que buscan minimizar las pérdidas de energía por Efecto Joule, tal como el trabajo de D. Shirmohammadi y H.W. Hong (1989), para ello proponen un algoritmo heurístico llamado DISTOP, que utiliza la operación abierto/cerrado de los interruptores existentes en la red para definir la topología que permita llegar al objetivo (Carneiro y Gomes, 2005) partiendo de una red a gran escala y mallada con todos los interruptores cerrados; se propone un algoritmo heurístico para la obtención de las maniobras necesarias que permitan obtener

Bajo esta perspectiva es evidente que el procedimiento actual depende en gran medida del criterio y experiencia del ingeniero al proyectista a cargo, lo cual puede dar lugar a que no siempre se escoja la mejor opción de diseño, por errores humanos a los que siempre se está expuesto.

Además, el enfoque netamente técnico con el que las normas abordan el problema de diseño

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la topología de menor pérdida de potencia total. El trabajo elaborado por D. Anaut (2009), propone la optimización de la topología de red secundaria minimizando pérdidas por Efecto Joule, a través de Algoritmos Genéticos. De esta manera se encuentra la solución de entre todas las topologías posibles, que permiten la maniobra de interruptores. Un artículo de gran importancia es el realizado por S. Toune, H. Fudo, T. Genji, Y. Fukuyama y Y. Nakanishi (2002), ya que realizan un estudio comparativo entre 4 diferentes algoritmos utilizados para la minimización de pérdidas en las líneas y restauración del servicio, constituyendo un referente para comenzar con estudios de optimización de redes de distribución.

la fiabilidad de la misma, analizando el problema en todos sus niveles, desde la ubicación de la subestación de distribución, hasta los CS de la red usando algoritmos evolutivos. Tang (1996), propone una optimización de la confiabilidad de la red en conjunto con los costos ligados a interrupción de energía, originados de las maniobras en interruptores de la red, utilizando un modelo multi-etapa y algoritmos evolutivos. Ramírez Rosado y J.L Bernal (2001), exponen una metodología multiobjetivo en el que mediante algoritmos evolutivos se busca optimizar la confiabilidad y los costos asociados a expansiones de redes de distribución.

En este trabajo se presenta una metodología para el diseño óptimo de CSs, aportando a los pocos estudios relacionados con esta parte de las RED.

Por otro lado se encuentra el trabajo realizado por Wei- Min y Hong-Chin (1998), mismo que apunta a la reducción de pérdidas minimizando el tiempo de restauración del servicio, a través de un algoritmo propuesto por los autores en el que mediante la maniobra de interruptores se consiga la mejor topología radial para la red, el cual está orientado a primarios de distribución. El análisis realizado por A Cárcamo, L García y J.E Pezoa (2007), deja de lado la maniobra de interruptores y propone una formulación matemática basada en el algoritmo de Prim, perteneciente a la Teoría de Gafos; de esta manera busca minimizar las pérdidas por energía no suministrada.

Para ello se propone un análisis que consta de dos etapas, en la primera etapa se determina la topología que teóricamente produzca el menor flujo de potencia total; y, en la segunda etapa se selecciona el calibre de conductor que genere el menor costo anual para dicha topología. La propuesta se logra a través del desarrollo de un modelo matemático de restricciones lineales y Función Objetivo no lineal, basado en la Teoría de Grafos, específicamente en el Problema de la Red Capacitada de Costo Mínimo, cuya formulación puede ser acoplada a las restricciones radiales, conectividad, tolerancias de tensión y pérdidas dadas por la naturaleza del problema.

El trabajo de N. Cáceres, E. Chaparro y B. Barrán (2016), mediante el uso de bloques lineales analizan las combinaciones abierto/cerrado de interruptores, para hallar sistemas radiales que compongan la red de media tensión en vez de todas las topologías posibles, lo cual reduce significativamente el problema de topología. De esta manera se busca un conjunto de ramales radiales que permitan cumplir el análisis de optimización correspondiente.

Dicha formulación matemática es resuelta con algoritmos de PLN, como el GRG nonlinear. Para la selección del calibre económico, se ha utilizado un modelo de cálculo que determina el costo anual total (costo de inversión, costo de pérdidas de potencia y costo de pérdidas de energía) para los calibres de conductor más usados en CS; y, de esta manera elegir aquel que produzca el menor costo en el tiempo. La metodología ha sido aplicada en dos casos ejemplares reales: la primera orientada al diseño de una nueva red de distribución y la segunda a la remodelación de una red existente.

V. Miranda (1994), en su trabajo incentiva al uso de los Algoritmos Genéticos para el análisis multietapa de la planificación de redes de distribución, tanto para ubicación de subestaciones, como la topología de red optimizando la confiabilidad del sistema.

II. Metodología propuesta La metodología propuesta consta de dos etapas entrelazadas entre sí mediante variables en común (flechas en azul). En la primera etapa se determina la topología de red que produzca el mínimo flujo de potencia en la red secundaria, mientras que en la segunda etapa se selecciona el conductor económico mediante un análisis de costos anuales totales. De esta manera se establece completamente el diseño de la red secundaria, en la figura 1 a continuación se muestra el diagrama de flujo correspondiente:

En estudios de nivel superior como el realizado por J.L Bernal Agustín (Agustín, 1998), no solo se busca la minimización de pérdidas, también el costo de inversión asociado a esta mediante el uso de algoritmos genéticos. Constituyendo de esta manera un estudio macro multivariable del problema, tomando en cuenta tanto CP como CS de la red. En ese mismo sentido, la tesis doctoral realizada por F. Mendoza Lameda (2010), plantea una metodología multiobjetivo para optimizar el diseño de red en función de los costos globales y

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consta de una función objetivo y restricciones lineales las cuales se resuelven mediante la aplicación del algoritmo Simplex, adecuado a este caso particular. La particularidad de esta formulación es que no resuelve directamente el flujo de potencia de la red, de acuerdo a los métodos clásicos iterativos que explica la literatura (Kersting, 2006) si no que, mediante el establecimiento de límites inferior y superior, encuentra un valor de flujo que cumpla con el equilibrio fuente-cargas y con las restricciones asociadas a esta.

Es así que modificando la formulación clásica de este problema, a fin de que se acople a los objetivos mencionados que debe cumplir la configuración de los CS en una red de distribución, se obtuvo como resultado la siguiente formulación matemática:

Fig 1. Diagrama de flujo resumido de la metodología propuesta.

Fuente: Autor.

Sujeto a:

Las variables de entrada requeridas son: • Número y ubicación de postes.

• Número de clientes conectados a cada poste (necesario para establecer la demanda máxima diversificada de cada punto).

• Voltaje de servicio, factor de potencia, y corriente de límite térmico de calibre más grande de conductores a analizar.

Donde:

• Vida útil de conductores.

• Costo de inversión para conductores.

• Costo de la energía y costo de la potencia.

Las variables de enlace entre cada etapa, son la distancia total de la topología de red y la corriente máxima de operación, resultantes de la formulación de la Etapa 1.

De esta manera se pueda establecer el flujo de potencia que debería existir en cada línea, a fin de que la suma de todas las líneas que conformen la red secundaria radial sea la mínima. Con los datos de potencia obtenidos y de voltaje de servicio, es posible calcular la corriente máxima de operación mediante la ecuación 7.

A continuación se explicará la formulación y funcionamiento de cada etapa de la metodología.

A. Etapa 1: Optimización de la Topología de Red En esta etapa lo que se obtiene, es la configuración de una topología de red que minimice la potencia total que debería fluir en la red. El modelo matemático desarrollado en este trabajo, se basa principalmente en la formulación tradicional del Problema de la Red Capacitada de Costo Mínimo (Taha, 2004) o también llamado Problema de Flujo Mínimo en una Red (Ron et al., 2002). Este problema es un ejemplo práctico de la Teoría de Grafos;

Cabe recalcar que el algoritmo utilizado para solucionar el modelo matemático formulado es el GRG nonlinear, que se encuentra disponible en los diferentes paquetes de software para análisis de optimización (Microsoft Support, 2021).

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B. Etapa 2: Selección de Calibre Económico

Donde:

En esta etapa se selecciona el calibre de conductor a usarse, para todas las líneas de la red resultante mediante un análisis de costos. A través del modelo de cálculo definido en el trabajo de P. Vásquez (2015), se determina el costo que producirá cada calibre durante todo su tiempo de vida útil. Lo que se realiza es una estimación del costo de inversión del proyecto de electrificación, traído al presente en un horizonte de tiempo anual, punto en el cual es posible adicionar el costo por pérdidas de energía y potencias anuales para tener un costo total anual y compararlo con el valor de diferentes calibres. La ventaja de este modelo de cálculo, es que, depende de la corriente de operación de la red y su longitud total como se muestra a continuación, permitiendo el enlace con la etapa anterior.

De esta manera se puede construir una tabla de datos que sirve para comparar entre varios calibres de conductor, como la que se muestra a continuación:

Donde:

Tabla I. Tabla de resumen para modelo de cálculo de costos en la selección del calibre económico, Ejemplo.

Fuente: Autor.

Aplicación y discusión

Siendo que:

La metodología propuesta se aplicó en dos casos ejemplares reales: el primero es el diseño de una red nueva y el segundo, como estudio de remodelación de una red existente a fin de mejorar su rendimiento.

A. Ejemplo de Aplicación 1. Diseño de una red nueva

Donde:

Para este ejemplo de aplicación, se considera la siguiente disposición de postes o untos de carga y transformador de distribución:

Fig 2. Disposición de postes y transformador para ejemplo de aplicación 1.

Y, además:

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Aplicando la metodología propuesta se obtuvieron los resultados mostrados en la figura 5 y la tabla de resumen 3, que se muestra a continuación.

Fig 3. Topología resultante para ejemplo de aplicación 1.

La tabla 2 a continuación muestra el resto de resultados para la topología obtenida, de manera que se pueda comparar con otra topología encontrada con el procedimiento tradicional:

Fig 5. Topología resultante para ejemplo de aplicación 2.

Tabla II. Tabla de resumen resultados obtenidos para ejemplo de aplicación 1.

Fuente: Autor.

B. Ejemplo de Aplicación 2. Remodelación de red existente

Tabla III. Tabla de resumen resultados obtenidos para ejemplo de aplicación 2.

Fuente: Autor.

Se puede observar claramente el ahorro anual que produciría el cambio de conductor para la misma topología de red.

La metodología propuesta, también presenta un potencial aplicativo en estudios de remodelación y planificación de redes secundarias de distribución.

En este caso su utilidad radica en la selección de un calibre de conductor que reduzca los costos totales, más que en el cambio de topología. Para este ejemplo, se considera la siguiente red real y en funcionamiento, ubicada en el barrio Comité del Pueblo en la provincia de Pichincha-Ecuador, resaltado en celeste en la figura 4 a continuación.

Conclusiones y proyección En este trabajo se introdujo una nueva pero sólida formulación para el diseño óptimo de redes secundarias de distribución, desacoplando al problema en la determinación de la topología con el menor flujo de potencia total y en la selección del calibre de conductor, que produzca el menor costo total anual para la red. El algoritmo basado en la Teoría de Grafos, logra modelar el sistema eléctrico radial secundario, acoplando sus características intrínsecas de radialidad y conectividad a una formulación matemática de restricciones lineales y función objetivo no lineal. Esta modelación permite específicamente encontrar el árbol de expansión mínima, dónde el flujo de potencia representa al peso en cada arco. Dado que, el algoritmo puede encontrar la topología que produce el menor flujo de potencia total del conjunto de soluciones posibles, el análisis de configuración de red se realiza sin la necesidad de correr flujos de potencia como

Fig 4. Ejemplo de aplicación 2, red existente. Datos ArcGis EEQ.

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indican los métodos tradicionales. Su respectiva aplicación en los ejemplos mostrados, indican que se obtiene óptimos locales en cada etapa, que en conjunto y se acercan mucho al óptimo global del problema.

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La metodología se aplicó con éxito en dos sistemas eléctricos reales, de los cuales se obtuvieron resultados que muestran una significativa mejora en las características operativas de la red (perfil de tensión y pérdidas de potencia) y un ahorro anual en el costo que produciría la misma, obteniendo las bondades de estudios más complejos presentes en la literatura citada, de una manera más sencilla con similar potencial aplicativo.

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CELEC EP prioriza acciones para proteger la captación de la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair

U

marcha una estrategia para ralentizar el proceso de erosión regresiva, mientras se construyen obras que apuntan a la protección de las obras de captación de la principal hidroeléctrica del país.

n fenómeno natural en el río Coca, único en el mundo conocido como erosión regresiva, pone en riesgo la operación de la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair de 1.500 Megavatios de potencia instalada, y que aporta con el 30% de la generación eléctrica para consumo nacional y las exportaciones a los países vecinos.

Esta estrategia comprende tres instancias, la primera se refiere a la construcción de diques provisionales que cumplen su función de disminuir la velocidad de avance del proceso erosivo.

Durante el estiaje (entre octubre de 2020 y marzo de 2021), se construyeron diques en el cauce del río: de escollera (rocas del río) y con núcleo de contenedores metálicos rellenos de hormigón. Estas obras demuestran su eficacia al resistir caudales de crecida, por lo que se planifica complementar el sistema de diques. Además se realizaron otras obras, como ensanchamiento del río, reforzamiento con enrocado de los márgenes en donde se encuentra el frente de erosión y se desarrollan intervenciones oportunas.

La erosión que se inició el 2 de febrero de 2020, tras el colapso de la cascada San Rafael, ubicada a 19 kilómetros aguas abajo de la obras de captación de la principal hidroeléctrica del país. Desde hace más de ocho meses está detenida en el kilómetro 10.5 a la altura del San Luis en el cantón El Chaco.

Con el fin de frenar el avance de este fenómeno natural y proteger las obras de captación de agua de la Central Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, la Gerencia General de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP) constituyó la Comisión Ejecutora Río Coca (CERC) compuesta por expertos en hidráulica, civil, geología, hidrología y ramas afines.

La segunda instancia corresponde a la construcción de 14 pantallas subterráneas, en el cauce del río, a 1.2 km aguas abajo de las obras de captación de la hidroeléctrica. En 13 de ellas se usará la tecnología jet grouting (inyección a presión de hormigón para consolidar el material) y en la primera, pilotes para enfrentar la erosión, disminuir la velocidad del flujo

Tras la realización de una serie de estudios científicos y acogiendo recomendaciones de expertos nacionales y extranjeros, la CERC puso en

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potencial reubicación de las obras de captación de la central Coca Codo Sinclair se contrató los servicios profesionales de expertos en geología y un proyectista para reforzar el equipo de la CERC. Los estudios se desplegarán en: nivel perfil o prefactibilidad, a realización por administración directa, estudios a nivel de factibilidad y diseños definitivos a contratarse mediante concurso público.

y la energía erosiva del río Coca.

Para el desarrollo de estas obras, CELEC EP cuenta ya con los diseños definitivos y al momento se efectúa el proceso de recepción final. Para ejecutar los diseños definitivos se realizaron estudios topográficos, geotécnicos, geológicos, hidráulicos, hidrológicos, fluviomorfológicos y batimetría para obtener información.

Tras el colapso del arco remanente de la antigua cascada San Rafael, se realizaron estudios del tránsito de las crecidas de río, originadas por el embalsamiento y desembalse abrupto. Por ello se recomendó definir un sistema de alerta temprana para el monitoreo de incrementos imprevistos de los caudales del río Coca y que pudiesen afectar la descarga de las aguas turbinadas de la casa de máquinas de la hidroeléctrica.

Las obras de los diseños definitivos contemplan dos intervenciones: la primera consiste en el desvío del río y construcción de las pantallas de pilotes y jet grouting; y la segunda abarca a las protecciones de las pantallas, que se ejecutarán si la erosión llega a descubrir las pantallas enterradas.

La tercera instancia se aplicará si el proceso erosivo avanza, es decir la reubicación de las obras de captación de la central Coca Codo Sinclair, conforme la recomendación del Buró de Reclamaciones de Estados Unidos.

Con el equipo LIDAR se obtienen topografías de detalle de la zona del río, mismas que son actualizadas periódicamente para monitorear la evolución de la erosión y así, obtener información para las modelaciones y diseños de las obras emergentes. Esta información es socializada con las instituciones que forman parte de la Mesa 3 dirigida por el Servicio Nacional de Gestión de Riesgos y Emergencias.

Nuevos estudios centíficos CELEC EP finalizó la primera fase del estudio fluviomorfológico para analizar la erosión y tener una actualización del perfil esperado de la socavación, el cual fue utilizado como referencia en la elaboración de los diseños definitivos de las pantallas. Se trabaja en una segunda fase de estos estudios, en el tramo que abarca los posibles sitios para la reubicación de las obras de captación hasta el túnel de descarga de la casa de máquinas.

Y se avanzó con investigaciones para establecer el perfil geológico del río.

Para la realización de los estudios iniciales sobre una

La Comisión Ejecutora Río Coca, articula con mesas técnicas de expertos profesionales externos (nacionales e internacionales), con el objeto de aportar el conocimiento y experiencias para el manejo del fenómeno erosivo, como la Junta Consultiva, US Bureau of Reclamations y Universidad Illinois.

“La construcción de las pantallas son el seguro de las obras de captación de la hidroeléctrica” René Ortíz, Ministro de Energía y Recursos No Renovables.

“La erosión regresiva en el río Coca se ha detenido por varios meses. Esto es, primero por el cambio de estación.

Y segundo por las obras desarrolladas en el río, durante el verano. Se planifica la construcción de unas pantallas gigantes en el río, a 1.2 de las obras de captación de la central Coca Codo Sinclair. La construcción de estas pantallas es importantísimo. Es el seguro de las obras de captación de agua de la central hidroeléctrica.

Se han invertido miles de horas en desarrollar estudios, diseños y obras. La erosión regresiva en el río Coca es un riesgo permanente, pero esto no significa que se dejen de hacer estas obras de prevención.

Coca Codo Sinclair significa este momento un 30% de la generación eléctrica, que consume el país y también sobre este porcentaje, descansan las exportaciones de energía a Colombia y Perú, que se realiza de forma simultánea, lo que representa aproximadamente 400 MWh”.

Fotografía 1. Inspección técnica de Ministro de Energía y Recursos No Renovables, René Ortíz; y, Gerente General de CELEC EP, Gonzalo Uquillas Fuente: CELEC EP

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Contrato Civil de Servicio Técnico Especializado en el Sector Eléctrico Ecuatoriano Abg. José Alejandro Reina Pérez Profesional Jurídico CNEL EP - ESMERALDAS

Presentación del tema

Registro Oficial N° 442, del 14-X-2004, regularizó la tercerización laboral en el Ecuador, en lo posterior el Decreto Ejecutivo Nº 1722 publicado en el Registro Oficial N° 338 del 21-VIII-2006, derogó el Decreto Ejecutivo Nº 2166, que refiere a los requisitos que debían cumplir las tercerizadoras en el sector eléctrico del país en atención al Decreto Ejecutivo Nº 2166, eran los siguientes:

E

l 30 de abril de 2008 la Asamblea Constituyente de Montecristi, expidió el Mandato Constituyente N° 8; y, luego el 3 de junio de 2008, se expide el reglamento para la aplicación del mandato del mismo, el cual suprime la tercerización de servicios complementarios, la intermediación laboral y la contratación por horas; con esta reflexión se explicará si la contratación civil de servicios técnicos especializados en el sector eléctrico del país, es una figura legal que regularizó o suprimió la Tercerización Laboral.

• Debía celebrarse un contrato escrito entre las partes, por un lado la prestadora del servicio; y, por otro la usuaria.

• Debía celebrarse un contrato de trabajo escrito entre la parte prestadora del servicio; y, por otra los trabajadores que se contrataba para satisfacer las necesidades institucionales de la usuaria.

Características generales El Decreto Ejecutivo Nº 2166 publicado en el

• Debía estipularse una garantía de la empresa

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contratada para prestar el servicio a favor de la parte usuaria, con la finalidad de asegurar las obligaciones en lo que se refería al Instituto Ecuatoriano de Seguridad Social (IESS), del personal que la empresa contratada vincule para satisfacer las necesidades institucionales de la empresa usuaria.

El artículo 425 de la Constitución de la República del Ecuador 2008, señala el orden jerárquico de la norma, poniendo como primer orden a la constitución, en atención al numeral del artículo 11 “IBÍDEM” en donde señala que los derechos y garantías establecidos en la Constitución y en los instrumentos internacionales de derechos humanos, serán de directa e inmediata aplicación por y ante cualquier servidora o servidor público, administrativo o judicial, de oficio o a petición de parte; todo esto se conecta con el artículo 3 de la Ley Orgánica de Garantías Jurisdiccionales y Control Constitucional, estableciendo que las normas constitucionales se interpretarán en el sentido que más se ajuste a la Constitución en su integralidad, en caso de duda, se interpretará en el sentido que más favorezca a la plena vigencia de los derechos reconocidos en la Constitución y que mejor respete la voluntad del constituyente.

• Con el Decreto N° 2166 se dividió la contratación del personal en el sector eléctrico en: contratos de “Servicios Temporales” y de “Servicios Complementarios”.

Desarrollo Antes de analizar el “Contrato Civil de Servicio Técnico Especializado en el Sector Eléctrico Ecuatoriano” es importante detallar que el contrato de trabajo puede definirse como la obligación por el cual una de las partes, mediante un precio proporcional al tiempo se obliga a emplear su actividad física e intelectual en la ejecución de una tarea por cuenta ajena (Ventura, 2004).

Ahora es importante exponer los tipos de contratos laborales que se aplican en el Sector Eléctrico Ecuatoriano, en atención a nuestra normativa legal:

En este sentido los mandatos constituyentes tienen jerarquía y rango constitucional, por esa razón, se aplica lo determinado en el artículo 15 del Reglamento de aplicación al Mandato Constituyente Nº. 8, este precepto legal determina que las instituciones o empresas públicas pueden contratar personal bajo la denominación de “Contratos Civiles de Servicios Técnicos Especializados” que por necesidades institucionales lo ameriten. Esta norma también determina, en el supuesto que se contrate a una empresa que brinde el servicio técnico especializado y esta última contrate personal para satisfacer las necesidades de la empresa contratante, la empresa contratada asumirá la relación de dependencia con el personal que éstos contraten y no las asumirá la empresa contratante…”. Es importante también detallar lo determinado en el Art. 16 del Reglamento de aplicación del Mandato Constituyente Nº. 8, el cual establece de forma explícita, que si una empresa desea contratar a un profesional o de ser el caso, no profesional, bajo la modalidad de “Contrato de Servicios Prestados”, “Contrato de Prestación de Servicios” o “Contrato de Servicios Profesionales”, estas modalidades de contratación se encuentran prohibidas, porque esconden una relación de trabajo en las que se pretende encubrir una relación laboral, en una relación contractual de sentido civil.

• Contratos de Trabajo amparado bajo el “Código del Trabajo”.

• Contrato Civil de Servicio Técnico Especializado en concordancia del reglamento de aplicación al Mandato Constituyente Nº 8. ¿Bajo qué normativa legal se encuentran amparados los contratos civiles de servicios técnicos especializados en el Sector Eléctrico Ecuatoriano?

Es importante explicar el ámbito de aplicación en la legislación ecuatoriana, en lo que concierne al sector eléctrico y la Ley Orgánica del Servicio Público (LOSEP), es de aplicación inmediata a todos los funcionarios que prestan sus servicios en el sector público, excepto aquellos que trabajan en las empresas públicas, en atención al último inciso del artículo 3 de LOSEP y al literal “k” del artículo 83 IBÍDEM; el personal que presta sus servicios bajo relación de dependencia en las Empresas Públicas está sujeta a la Ley Orgánica de Empresas Públicas (LOEP), al Código del Trabajo y a la normativa interna de talento humano que cada empresa pública expida, clasificando a los servidores y obreros en el régimen laboral LOEP.

Si bien es verdad que el profesional contratado bajo esta modalidad, al presentar las facturas con la finalidad de recibir sus honorarios pactados de mutuo acuerdo en un contrato, se le exige que tenga habilitado su Registro Único de Contribuyente (RUC), pero eso no significa que los servicios brindados por el contratado no tengan los elementos del contrato de trabajo que son:

¿Pero en qué momento se acepta el contrato civil de servicio técnico especializado en el Sector Eléctrico Ecuatoriano?

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a) Prestación de servicios lícitos y personales;

explotación en el país hasta el 2018, esto significó recursos económicos para el sector eléctrico, pero en el 2021 por la situación que atreviesa el país como resultado del COVID-19, el Sector Eléctrico Ecuatoriano, podría necesitar el “Contrato Civil de Servicio Técnico Especializado” para contratar personal, por eso es muy importante que el Área Legal que corresponda al sector eléctrico, tenga muy bien identificada esta modalidad de contratación.

b) relación de dependencia o subordinación jurídica que implica horario de trabajo y acatamiento de las órdenes del empleador; y, c) remuneración.

Transformando los “Contrato de Servicios Prestados”, “Contrato de Prestación de servicios” o “Contrato de Servicios Profesionales”; en contratos de trabajo bajo relación de dependencia en el sector público. (Sentencia del Juicio N° 7902007-1 de la Primera Sala de lo Laboral, Niñez y Adolescencia de la Corte Provincial de Justicia del Guayas, de fecha 30 de marzo del 2009. Luis Ulberto Oseguera Villamar Vs Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil “CATEG”).

Resultados En el siguiente gráfico se explica hasta el 2018, el tipo de empleo de la población ecuatoriana según el reporte del IESS, el tipo de seguro y los contratados bajo la figura de “Contrato Civil de Servicio Técnico Especializado”; estos contratos no generan estabilidad, además el contratado debe afiliarse de forma voluntaria al IESS, pero en el Sector Eléctrico Ecuatoriano en lugar de otorgar un “Contrato Civil de Servicio Técnico Especializado” se emite un “Contrato de Servicios Prestados”, “Contrato de Prestación de Servicios” o “Contrato de Servicios Profesionales” este contrato por su denominación convertiría al contratado en trabajador de planta bajo relación de dependencia. (Sentencia del Juicio N° 7902007-1 de la Primera Sala de lo Laboral, Niñez y Adolescencia de la Corte Provincial de Justicia del Guayas, de fecha 30 de marzo del 2009. Luis Ulberto Oseguera Villamar Vs Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil “CATEG”).

Fuente: Omnium Data.

Conclusiones El actual Reglamento de aplicación al Mandato Constituyente Nº 8, determina qué tipo de contratos están amparados bajo el Código del Trabajo; en tanto que los “Contratos Civiles de Servicio Técnico Especializado” por no cumplir los tres elementos de la relación laboral se los deja fuera de esta clasificación, a menos que sea un “Contrato de Servicios Prestados”, “Contrato de Prestación de Servicios” o “Contrato de Servicios Profesionales”, en donde este tipo de contratación cumplen con tres requisitos primordiales de relación laboral que son: a) Prestación de servicios lícitos y personales; b) relación de dependencia o subordinación jurídica que implica horario de trabajo y acatamiento de las órdenes del empleador; y, c) remuneración.

La finalidad de esta reflexión, no es polemizar si es correcto o no este tipo de contratación en el Sector Eléctrico Ecuatoriano, lo que se persigue con esta reflexión es realizar un análisis técnicojurídico, buscando explicar la diferencia entre un “CONTRATO DE SERVICIOS PRESTADOS”, “CONTRATO DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS” o “CONTRATO DE SERVICIOS PROFESIONALES” frente a “CONTRATOS CIVILES DE SERVICIO TÉCNICO ESPECIALIZADO” en el sector eléctrico.

Fuente: Omnium Data.

A continuación se explica la energía utilizada internamente para los procesos productivos y de

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601, el 21 de noviembre del 2011.

Recomendaciónes

· Reforma al Decreto Ejecutivo N° 1121 publicado en el Registro Oficial N°. 353 el 05 de junio del 2008, y sus reformas, mediante el cual se expidió el Reglamento para la Aplicación del Mandato constituyente N°. 8, publicado en el Registró Oficial Nº. 475, el 08 de abril del 2015.

Es importante que los abogados que prestan sus servicios en el Sector Eléctrico Ecuatoriano en calidad de Asesor, Profesional Jurídico o Director, tengan conocimiento de la norma invocada en la presente reflexión con la finalidad de no vulnerar el derecho de los demás y de esta forma se evite una acción legal en contra de la entidad pública que representamos. El propósito de esta reflexión, es plantear un criterio intelectual y académico, para mejorar lo que está funcionando bien y cambiar lo que está funcionando mal, en lo que se refiere al “Contrato Civil de Servicio Técnico Especializado en el Sector Eléctrico Ecuatoriano”.

· Ventura, Pallas (2004) “Breves Consideraciones Sobre el Contrato de Trabajo”. Pág. f7r. Biblioteca Virtual Miguel de Cervantes. Recuperado del sitio de internet http://www.cervantesvirtual.com. · OMINIUM DATA (www.fielweb.com)

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LA SUBESTACIÓN DIGITAL EN CNEL EP: REDUCCIÓN EN LOS COSTOS DE INVERSIÓN, MANTENIMIETO Y OPERACIÓN Ing. Jorge David Rivadeneira Pazmiño, Mgs. Jefe de Proyectos CNEL EP

Introducción

se generan y que a través de un solo enlace de comunicación Ethernet, son transportados y compartidos con los diferentes IEDs que ejecutan funciones de registro, medición, protección, supervisión y control.

A

l introducir el concepto de Subestación Digital en el trabajo de homologación de Subestaciones Convencionales que CNEL EP efectuó como guía para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de nuevas subestaciones, se puede combinar el conocimiento y dominio práctico de la tecnología de punta instalada en CNEL EP con unas cuantas ideas distintas a las “tradicionales”, de tal forma que se obtengan resultados diferentes que redunden en ahorro de dinero, además de beneficios de seguridad y ambientales, entre otros.

Subestación Digital Convencional

vs.

Subestación

Desde el punto de vista de integración y automatización de subestaciones, estas pueden dividirse en tres niveles funcionales: 1. Nivel 0 (Proceso).

2. Nivel 1 (Bahía).

3. Nivel 2 (Estación).

Desarrollo ¿Qué es una Subestación Digital?

Uno de los enfoques más comúnmente adoptados para la disposición de la subestación digital, se implementa interconectando a través de redes de comunicación de fibra óptica, los elementos necesarios de una subestación: disyuntores, relés de protección, transformadores de instrumentación, etc. (Figura 1).

Es aquella en la que los diferentes tipos de datos, relacionados con el proceso primario, son digitalizados de manera inmediata por dispositivos ubicados en los mismos puntos en que estos datos

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con enlaces de fibra óptica contratados con la Corporación Nacional de Telecomunicaciones (CNT), Telconet y Transelectric; así como con programas de inversión en fibra óptica y redes de radio frecuencia propias, que garantizan que el 100% de las subestaciones de CNEL EP, estén siempre integradas a su red WAN para proveer la capacidad de supervisión y control de manera remota, centralizada; y, la adquisición de sus datos operacionales.

3. Como complemento natural a los dos anteriores, en tercer lugar, se requiere un Centro de Datos capaz de recoger, consolidar, almacenar y procesar de manera centralizada, el conjunto de datos provenientes de todas las diferentes subestaciones, con el propósito de generar y publicar de manera oportuna la información operacional requerida por CNEL EP, para lo cual cuenta con el sistema ADMS con 3 Centros de Control Regionales y 11 Centros de Control Locales.

Figura 1. Subestación digital.

Fuente: Autor.

¿Es posible la Subestación Digital en CNEL EP hoy?

Existe un esquema de aproximación a la subestación digital, que puede implementarse sin requerir la instalación de equipo primario obediente a la norma IEC 61850 y que puede brindar la mayoría de los beneficios de la subestación digital.

Figura 2. Subestación convencional con SCADA. Fuente: Autor.

Si el equipo primario no tiene la capacidad de digitalizar sus propios datos, se los puede acercar lo más posible a otro equipo que lo haga, alojando los IEDs en gabinetes diseñados para intemperie junto con los equipos primarios asociados, como se muestra en el esquema de la Figura 3.

Al compararla con la subestación convencional (Figura 2), en la cual todo está conectado a través de cientos de cables de cobre individuales, las ventajas se hacen obvias.

• Optimización de la inversión.

• Operación y mantenimiento menos costosos.

• Incremento de la seguridad.

• Más confiabilidad y disponibilidad.

• Mayor estandarización e interoperabilidad.

• Menor impacto ambiental.

Los IEDs realizan la conversión digital a través de la LAN de Subestación y de los protocolos de la norma IEC 61850, ponen a disposición todos los datos recogidos de los equipos primarios conectados a ellos.

Se puede evaluar la situación actual de las condiciones de factibilidad para la implantación de subestaciones digitales en CNEL EP: 1. La norma internacional IEC 61850, es el marco dentro del cual se construye una subestación digital, por tanto el primer ámbito de análisis de factibilidad, fue el grado de obediencia a la norma en los tres niveles de las subestaciones de CNEL EP. Debido a que la oferta de equipamiento primario conforme a IEC 61850 es aún muy reducida y costosa a nivel mundial, actualmente en CNEL EP no puede asegurarse el cumplimiento de la norma IEC 61850 sólo en el Nivel 0.

Figura 3. Aproximación a la subestación digital.

Fuente: Autor.

2. La Red de comunicaciones de CNEL EP, cuenta

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En el trabajo de homologación de subestaciones de CNEL EP, se identificaron cuatro criterios que se contraponen con la tendencia actual hacia la subestación digital y que deben evitarse acogiendo las siguientes propuestas:

en caso de ser necesaria, se puede prescindir de guardianes en las subestaciones con un sustancial ahorro económico.

De esta manera aplicando la “aproximación a la subestación digital”, se reduce al mínimo la longitud de los cables de cobre conectados a los IEDs y se lleva hasta la sala de control, a través de fibra óptica; todas las señales de supervisión, se reducen al área de la sala de control y se anula el requerimiento de trincheras.

1. La subestación debe restringirse a su función natural En el trabajo de homologación se ha intentado optimizar el espacio total de la subestación, sin embargo, se ha incluido una oficina de alrededor de 20 m2 junto a la sala de control, la cual podría convertirse en un espacio baldío o en su defecto ser “invadida” para llevar a cabo funciones ajenas y contraproducentes a la subestación.

Beneficios en la inversión La subestación tipo analizada con equipamiento aislado en aire, distribuido en dos patios de 13.8kV, dos patios de 69kV y dos transformadores de potencia de 18/24 MVA tiene un presupuesto referencial de equipos y materiales de USD 2.591.795.

2. No se requerirá de operador local En el trabajo de homologación se ha diseñado una sala de control de alrededor de 50 m2, para alojar tableros de control de todos los equipos de patio y mímicos, así como un escritorio o estación de trabajo doble para una operación local. CNEL EP ha aplicado una política de operación remota de sus subestaciones a través del sistema ADMS, de modo que la operación local es sólo un evento contingente sujeto a la fiabilidad del sistema de comunicaciones.

En primer lugar, se cuantificó el ahorro por la reducción de espacio necesario para la sala de control, estableciéndose una reducción del 84% en el área requerida para la sala de control (de 94 m2 a 15 m2) equivalente a USD 90.000 de ahorro.

El segundo rubro analizado fue el de los tableros con mímicos en la sala de control, que fueron suprimidos al igual que sus componentes, exceptuando los IEDs para los equipos del patio de alta tensión obteniéndose una reducción del 73%, equivalente a USD 249.451 de ahorro.

3. La operación local se efectuará desde la sala de control a través de una interfaz gráfica Hoy en día sólo necesitamos de una pantalla táctil y un “dibujo animado” (Interfaz Gráfica de Usuario) para realizar todas las operaciones de supervisión y control local de la subestación.

En el trabajo de homologación de subestaciones tipo de CNEL EP se propone alojar en la sala de control, tableros de comando para todos los equipos de patio con botoneras, perillas, luces, alarmeros y mímicos.

El tercer rubro analizado fue el de los cables de control y suministro de energía a los equipos, obteniéndose una reducción del 84% en este rubro, equivalente a USD 60.027 de ahorro.

El cuarto rubro corresponde a las trincheras de hormigón que ya no son necesarias, siendo reemplazadas por tubería de PVC de 4” de diámetro, obteniéndose un ahorro de USD 25.900 equivalente al 90%.

4. No habrá guardia de seguridad Gran parte de las más de 900 cámaras IP instaladas en CNEL EP están en las subestaciones.

Estas cámaras cuentan con capacidades de visión nocturna, alarmas por detección de movimiento e incluso reconocimiento facial.

Para el control de asistencia del personal, CNEL EP cuenta con una extensa red de marcadores biométricos donde todos sus colaboradores están debidamente registrados en el sistema. Con estas dos herramientas integradas al sistema SCADA, con alarmas automáticas generadas tanto por las cámaras como por otros sensores de movimiento, temperatura, humedad, humo; y, con un convenio con la Policía Nacional para una respuesta armada

Por lo que en total, se cuantificó un ahorro de USD 425.378, que constituye un 16,41% de reducción en el costo de los principales rubros considerados.

Beneficios en la operación y mantenimiento El estudio de homologación y diseño de subestaciones tipo no contempla el cálculo de costos de operación y mantenimiento, sin embargo se hizo un breve análisis de los costos de operación y mantenimiento de una subestación en base a la experiencia del personal involucrado en estas tareas. Se consideró la climatización de la sala de control y de iluminación, tanto exterior como

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interior.

III. CNEL EP está preparada para incursionar ya en el diseño y construcción de subestaciones con aproximación digital y dependiendo de la oferta del mercado nacional, en el futuro inmediato en la construcción de subestaciones 100% digitales.

Al reducir el área de la sala de control significativamente, el consumo por climatización se reduciría en un 75% pasando de 8.000 a 2.000 kWh por año.

Con el uso de luminarias led y la capacidad de procesamiento del concentrador de datos de la subestación digital, añadido al hecho de que se cuenta con vigilancia con cámaras de visión nocturna y sensores de movimiento, se implementaría un esquema de iluminación automática que permitirá ahorros de energía para iluminación de alrededor del 66%.

IV. Considerando un costo estimado de equipos y materiales de USD 2.591.795 para la subestación tipo analizada en el presente trabajo, la reducción de costos en los rubros de inversión principales considerados, arrojó un valor de USD 425.378 y constituye un 16,41% de reducción en la inversión.

Otro beneficio para la operación y el mantenimiento, está dado por la interoperabilidad y por la intercambiabilidad de dispositivos posible gracias a la norma IEC 61850.

Incentivar la innovación dentro de la Corporación como garantía de continuidad de sus operaciones, aprovechando al máximo las herramientas y el conocimiento de la tecnología de punta en la que acertadamente se ha invertido con la dirección del Ministerio de Electricidad.

Recomendaciones

La sustitución de cables de cobre por capacidades de comunicación digital reduce los tiempos de instalación como de modernización, lo que permite una supervisión completa del sistema y reduce aún más los requerimientos de mantenimiento.

Referencias bibliográficas · Abraham Varghese, “WHY GO DIGITAL? Evolving from Conventional to Intelligent Digital Substations”, 2017 White Paper Global Utility Applications Leader GE.

Beneficios intangibles • La seguridad del personal es un bien imposible de cuantificar, basta una leve subestimación de un riesgo y las consecuencias podrían ser fatales.

· Carlos Guardiola, “Operaciones, Innovación y la Guerra de los Mundos”, 2016 El blog de Carlos Guardiola https://carlosguardiola.com/2016/03/14/ operaciones-innovacion/.

• La digitalización de todos los datos en la fuente, reduce drásticamente el riesgo de electrocución.

· América Economía, “Subestaciones digitales: el futuro ya está aquí”, 2018 América Economía https://www.americaeconomia.com/abb/ subestaciones-digitales-el-futuro-ya-esta-aqui.

• La eliminación de los circuitos de corriente abiertos, minimiza la exposición a la electricidad de alta tensión y reduce el riesgo de dañar también al equipo. A menos cobre, más seguridad.

• La confiabilidad que gana la subestación digital genera mayor estima hacia la empresa por parte de los clientes satisfechos, esto es algo que tampoco se puede cuantificar fácilmente.

Conclusiones I. Una subestación completamente digital es de menor tamaño, más fiable, tiene un coste menor durante su vida útil y es más fácil de mantener y prolongar que una análoga. Ofrece más seguridad y eficiencia que una convencional.

II. La norma IEC 61850, permite la digitalización completa de las señales en una subestación para que grandes cantidades de datos puedan ser administrados y comunicados para la gestión en tiempo real de una moderna red eléctrica.

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CELEC EP invertirá USD 241 millones en la construcción de nuevas obras para el reforzamiento y repotenciación del Sistema Nacional de Transmisión (SNT)

L

a Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, invertirá aproximadamente USD 241 millones en la construcción de nuevas obras para el reforzamiento y repotenciación del Sistema Nacional de Transmisión (SNT). A través de este sistema se transporta la energía eléctrica desde las centrales de generación hasta las diferentes subestaciones de alta tensión, que son puntos de conexión para las subestaciones de las empresas distribuidoras. En la actualidad el SNT está conformado por 6.091 km de redes (en niveles de 500, 230 y 138 kilovoltios), 69 subestaciones con una capacidad de transformación de 16.661 MVA (megavoltiamperios) y 5.842 km de fibra óptica.

(SNT), mismas que se financiarán con dos créditos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID V y BID VI).

Las nuevas obras dotarán de nuevos puntos de entrega desde el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) a las empresas eléctricas distribuidoras, lo que permitirá atender el crecimiento de la demanda de los sectores residencial, industrial y comercial; beneficiando con nuevas oportunidades de alimentación eléctrica a los ecuatorianos.

Los proyectos de transmisión, considerados en la Expansión y Reforzamiento de la infraestructura del SNT, requerirán de una inversión de USD 168.844.701,32 y serán financiados con el crédito BID V.

Las nuevas obras que ejecutará CELEC EP, a través de su Unidad de Negocio Transelectric, son parte de los Programas de Transmisión 2012-2022 y de Reposición y Ampliación de las Instalaciones en operación del Sistema Nacional de Transmisión

Estos incluyen las siguientes obras:

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• Sistema de transmisión Las Orquídeas, 230/69kV. • Sistema de transmisión Tanicuchí, 230/138KV. • Sistema de transmisión La Avanzada, 230/138kV. • Sistema de transmisión Cajas, 230/69kV. • Ampliación subestación Posorja, 138/69kV.

Mapa de ubicación de los nuevos sistemas de transmisión

Fuente: Celec Ep.

Mientras el programa de reposición y ampliación de instalaciones en operación del SNT, que corresponden al crédito BID VI, requerirá de una inversión de USD 72.839.992,00 y comprende las siguientes obras:

difusión de los estudios ambientales a través de Asambleas Públicas.

Los proyectos que ya han sido socializados a las comunidades ubicadas en la zona de influencia son: La Avanzada (provincia de El Oro), Tanicuhí (provincia de Cotopaxi) y Cajas (norte de Pichincha e Imbabura). En estos encuentros que se desarrollaron cumpliendo las medidas de bioseguridad ante la pandemia por la Covid 19, se entregó información sobre los estudios ambientales y la importancia de las obras para las mismas comunidades. Para la recepción de las inquietudes de los pobladores se habilitaron oficinas temporales.

• Ampliación subestación Taday 230kV. (Cañar).

• Ampliación subestación Durán, 1 BAHÍA 69kV. (Guayas).

• Nueva ampliación subestación Posorja, Autotrafo 138/69kV, 67MVA. (Guayas).

• Reemplazo de autotransformador subestación Esmeraldas. (Esmeraldas).

• Ampliación subestación Esclusas 230/69kV, 225 MVA. (Guayas).

• Ampliación subestación Salitral 230/69kV, 300 MVA. (Guayas).

Licitaciones internacionales La contratación para la ejecución de estas obras se realiza a través de dos procesos de licitación internacional, divididos en bienes que incluyen servicios conexos y obras.

Durante la ejecución de estas obras se generarán aproximadamente 1.000 fuentes de empleo, de forma directa e indirecta en las zonas de influencia.

Licencias ambientales

El proceso de Licitación Internacional de bienes y servicios conexos para los nuevos sistemas de transmisión se encuentran en las siguientes fases de avance: suscripción de los cuatro contratos que corresponden a las obras incluidas en el programa de reforzamiento y expansión del SNT (BID V) y en proceso previo a la adjudicación de tres lotes relacionados con el programa de reposición y ampliación de subestaciones (BID VI).

Los Sistemas de Transmisión Las Orquídeas, Tanicuchí, La Avanzada y Cajas se encuentran en el proceso de obtención de la licencia ambiental, requisito básico para iniciar la construcción de las obras. Hasta inicios de mayo, en cumplimiento de la normativa ambiental, se han desarrollado los Procesos de Participación Ciudadana para la

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Microrredes y su influencia en la estabilidad del sistema OPF probabilístico & análisis de estabilidad Ing. Darío Patricio Alulema Chiluiza, MSc. Analista de la Gerencia de Distribución EEQ

Introducción

generación variable, dada la intermitencia del recurso primario (radiación solar, velocidad del viento, etc.); así como la incertidumbre de la carga tanto en la MG como en el SEP, cuando estos sistemas se interconectan.

L

as Microgrids (MG) como parte fundamental de las Smart Grids, constituyen el nexo entre la generación sustentable y los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) convencionales.

En este contexto se ve la necesidad de estudiar y analizar los nuevos retos; y, las definiciones inherentes a la Generación Distribuida.

Este artículo plantea un flujo óptimo de potencia probabilístico (POPF) conjuntamente con un análisis de estabilidad, considerando la influencia de una MG integrada (Alulema, 2020). La motivación de este análisis es conocer los efectos de una

Figura 1. POPF & Análisis de Estabilidad – flowchart.

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Desarrollo

calcular el flujo óptimo de potencia probabilístico conocido como (POFP) en este trabajo.

La primera parte consiste en modelar una MG conectada a un SEP de pruebas, en este caso el modelo 9 Barras de IEEE. Utilizando las funciones existentes en Python con su módulo PYPOWER es posible calcular el flujo óptimo de potencia (runopf); la modificación en este punto es que, tanto las cargas como la generación serán aleatorias; para las cargas se ha definido una función de densidad de probabilidad (PDF) normal mientras que la microgeneración obedece a una PDF de Weibull.

Con los cambios mencionados procedemos a

El OPF es una optimización y combinación del despacho económico, sujeto a las restricciones de carga (flujos de potencia); su objetivo es minimizar las pérdidas en el sistema sujeto a los mejores precios de generación. En este contexto, se ha decidido por un sistema más realista donde la generación y la carga son completamente aleatorias dentro de un rango escogido por el usuario, dando lugar al POPF. La segunda parte trata sobre un análisis de estabilidad transitoria en el SEP junto con la MG. Con los resultados previamente obtenidos del POPF (generación – carga ), se procede a modelar el SEP modificado en el Software DIGSILENT para a continuación, crear diferentes escenarios como falla 1Ø, 3Ø, contingencia (n-1), etc., tanto en la MG como en el SEP. Gracias a la interfaz gráfica del Software es posible analizar de manera fácil y comprensible la respuesta inercial del sistema respecto de la estabilidad de ángulo, voltaje, frecuencia, etc., cuando este se ve sujeto a fenómenos eléctricos del tipo mencionado.

Figura 2. SEP 9 Barras modificado con MG integrada.

a) consuming

a) feeding

Figura 3. Comportamiento de las variables del sistema en falla

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Una de las características de las MG es su autonomía, es decir su capacidad de abastecer la demanda propia y en caso de una desconexión del SEP puede funcionar como isla con niveles de voltaje, frecuencia, potencia activa y reactiva aceptables según regulación. Por lo tanto, un punto relevante de análisis será verificar el comportamiento del SEP en conjunto, es decir cuando la MG está importando energía (consumiendo) como cuando está exportando energía (alimentando) al SEP 9 Barras. Se manifiesta entonces la necesidad de entender la estabilidad de los SEP a partir de las MG, dando lugar a una nueva clasificación desde esta perspectiva (Farrokhabadi et al., 2020).

Fig 5.1. OPF 9B vs POPF 9B Modified.

Fig 5.2. Margen de pérdidas: power flow vs optimal power flow.

Figura 4. Configuración de una MG y Clasificación de Estabilidad (Farrokhabadi et al., 2020).

Resultados Se comprueba la efectividad de la programación en Python; en primer lugar con la inserción de la MG se crean nuevas barras de carga en comparación con el SEP 9 Barras original. Es importante mencionar que la micro-generación ha sido modelada como cargas negativas (inyección de potencia) Fig.5.1.

En segunda instancia se verifica la efectividad del OPF frente a flujos de potencia (PF) convencionales, desde el punto de vista de la reducción de pérdidas Fig.5.2. Finalmente se evidencia el comportamiento aleatorio del sistema a través de resultados gráficos, estudios realizados para cuando la MG consume energía, así como para cuando entrega energía al SEP principal Fig.5.3.

Fig 5.3. Comportamiento de la MG.

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Se analizan las repercusiones de integrar una MG a un SEP, como era de esperarse los niveles de falla (FL) se incrementan, así como las contribuciones a la corriente de cortocircuito (Isc), esto debido principalmente a la inercia (partes rotativas) de las maquinas sincrónicas. Se estudia la respuesta en falla, evidenciando que el caso con mayor impacto sobre las variables del sistema, será una desconexión de la MG cuando esta alimenta (entrega energía) al SEP. Adicionalmente se determina que la impedancia censada por los relés de distancia varía; siendo menor que la impedancia real cuando consume y mayor cuando alimenta al SEP, en ambos casos distorsionado por un factor = (I_2/I_1 ) Z_2 Fig. 6.

Este análisis constituye un elemento fundamental para entender el comportamiento del sistema en conjunto, permitiendo aclarar conceptos de operación y configuración de protecciones.

la MG conduce a la inestabilidad seguida por el colapso de voltaje o frecuencia, por lo que la MG debe ser capaz de cambiar a modo isla automáticamente y contar con un esquema de deslastre.

Se verifica que el método no solamente reduce las pérdidas, sino también la estabilidad general del sistema. Para esto se analiza su comportamiento sujeto a la misma falla (1Ø, 3Ø, n-1, etc.) tanto en condiciones de flujo de potencia como en flujo óptimo de potencia. La información que se obtiene es valiosa tanto para la planificación, como para la expansión, ya que entrega los parámetros bajo los cuales el sistema operará eficientemente.

Trabajos futuros Implementar esta idea en tiempo real, donde los datos de campo (velocidad del viento, radiación, demanda, etc.) se recolectan a través de IEDs, se les da un tratamiento, se cargan en el software y se procede a realizar estudios de diferente naturaleza pensando en the hardware in the loop (HIL); y, a partir de esta información tener una base para el despacho económico, planificación de la expansión, proyección de la demanda y más.

Figura 5. Impedancia vista por el relé de distancia “R”.

Referencias bibliográficas

Conclusiones

· Alulema, D. (2020). Probabilistic OPF and Stability Analysis with a Microgrid Integrated. Newcastle University.

A partir de un análisis completo de las transacciones energéticas (durante 24 horas), se comprueba que las mayores pérdidas se producen cuando la MG consume; y, estas decrecen cuando la MG entrega potencia al SEP. Por lo que desde este punto de vista, será preferible que la MG funcione como un generador (entregando el exceso de microgeneración a la red), contribuyendo así a la reducción total de pérdidas y a la estabilidad general del sistema.

· Farrokhabadi et al. (2020). Microgrid Stability Definitions, Analysis, and Examples.

IEEE TRANSACTIONS ON POWER SYSTEMS, 13-29.

Si bien las energías renovables contribuyen a una generación más limpia, remplazando a las basadas en carbón, sus implicaciones e impactos deben ser analizados previo a su interconexión.

Mediante un estudio de cortocircuitos, se confirma la influencia de la tecnología utilizada; por ejemplo, el Generador eólico Full converter no contribuyó a los niveles de falla (FL), al contrario de cuando se emplea un DFIG. Así mismo se comprueba que los paneles solares al no tener partes rotativas tampoco influenciaron en las corrientes de falla.

Se modifica el sistema de tal forma que la MG representa un 30% del SEP, con esto se logra que la interconexión sea con un sistema débil que no cuenta con suficiente reserva rodante. En este escenario, la pérdida de carga o generación en

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CIER: XII Simposio Internacional de Seguridad Eléctrica

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• Ahora bien, con base en la experiencia recogida por la Asociación Internacional de Seguridad Social, el uso de Inteligencia Artificial llegó a una meseta de aplicación en Europa, producto de que es necesario resolver el dilema ético que presenta un modelo de aprendizaje con eventuales sesgos con el riesgo de tomar decisiones equivocadas.

l pasado 20 y 21 de abril, se realizó el “XXI Simposio Internacional de Seguridad Eléctrica” organizado por la AIIS, CIER y CECACIER; este evento se lleva a cabo todos los años en un país diferente de latinoamérica, pero debido a la pandemia que se atraviesa a nivel mundial, el seminario previsto para el 2020 se pospuso para el 2021 y fue de manera virtual. El propósito del evento es una puesta a punto en seguridad laboral a partir conferencias, experiencias e información de primera mano a cargo de expositores nacionales e internacionales de Europa, Sudamérica, Centroamérica y El Caribe.

Comportamiento humano seguro • Los índices reactivos y proactivos son muy importantes para la gestión de accidentes laborales, pero tal vez mucho más importante es adentrarnos en el difícil estudio del comportamiento humano seguro para combatir las causas de los accidentes. ISA REP del Perú mostró resultados de gran destaque.

El simposio contó con la participación de 150 especialistas, 14 conferencistas y moderadores, lo cual nos dejó importantes conclusiones a destacar:

Inteligencia Artificial

Motivar a las personas a través de la participación

• La evolución tecnológica nos permite adoptar procesos apoyados con inteligencia artificial para anticipar o predecir eventos que ponen en riesgo la salud y seguridad de los equipos de trabajo. AES Panamá presentó su experiencia y logros.

• Complementando el concepto de estudiar el comportamiento humano seguro, una visión moderna de la seguridad y salud incluye el trabajo de motivación de las personas a través de la participación de nuestros colaboradores (Regla 7 de Vision Zero). ANDE – Paraguay presentó el trabajo a nivel de Comités de Salud y Seguridad de análisis, escucha y discusión de los casos y situaciones de accidentes y cuasi-accidentes de la empresa.

• Se recomienda a los responsables y especialistas en salud y seguridad avanzar en el uso de esta tecnología.

• Con base en lo anterior se hace necesario montar procesos estructurados internamente en las empresas u organizaciones, con el fin de procesar información y datos para el estudio y análisis predictivo.

Contratistas • Las empresas deben considerar al personal “contratistas” en sus sistemas de gestión. Deben

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COVID – 19

medir, analizar, incluir, participar y exigir que el personal propio y contratista formen parte de una filosofía corporativa común. Lo confirman la encuesta regional CIER de 2020 y conclusión de 2021.

• Las empresas eléctricas respondieron con resultados sobresalientes de continuidad de servicio y protección de sus colaboradores a pesar de sufrir la Pandemia. Un caso de esfuerzo de ajuste y respuesta a la situación los presentó la empresa UTE - Uruguay, mostrando resultados a partir de una estrategia clara desde el inicio, sobre la base de una centralización de criterios, gestión descentralizada, prevención y actuación, verificaciones continuas, aplicación de protocolos de prevención y actuación e importante estrategia de comunicación utilizando redes sociales, documentación y cartelería.

• La Guía Internacional de Contratistas de la AISS con participación de la CIER propone una forma de gestionar la contratación de personal sujeto a contratos de servicios (mal llamado “personal tercerizado”).

Link para visualizar la guía:

https://drive.google.com/file/d/1FkTDijhYs_SdbnCseJ3f90BJ9goHXaUf/ view

Próximos eventos CIER

II Simposio CIER: redes, ciudades inteligentes y movilidad eléctrica.

Fecha: 21/septiembre/2021

IX Congreso Internacional de trabajos con tensión y seguridad en transmisión y distribución.

Fecha: 30/septiembre/2021

Reunión de Altos Ejecutivos (RAE) 2021.

Fecha:21/noviembre/2021

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Relanzamiento WEC Evento Ecuador y su Evolución Energética, una Mirada a la Nueva Era

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equilibrio en la equidad, sostenibilidad y seguridad energética.

l 05 de mayo de 2021, se organizó el evento denominado: “Ecuador y su Evolución Energética, una Mirada a la nueva era”, mismo que contó con la participación de alrededor de 200 asistentes.

La apertura del evento la realizó el Ing. Hernán Verdugo, Secretario de WEC Ecuador, el cual acotó la importancia de conocer estas herramientas y relanzó de manera oficial al Wolrd Energy Council – Capítulo Ecuador; acto seguido se llevó a cabo la introducción al Consejo, seguido de la Presentación de la metodología y perspectivas globales del Issues Monitor y Trilema Energético; se continuó con la Explicación y presentación de los resultados del Issues Monitor y Trilema Energético del Ecuador; y, finalmente con el panel de discusión.

Uno de los objetivos del evento fue dar a conocer a los líderes energéticos del Ecuador las herramientas del Consejo Mundial de energía, a través de un análisis del escenario energético del país, mediante la presentación de las herramientas de WEC como el Issues Monitor y el Trilema Energético, en conjunto con el estudio de los resultados obtenidos en Ecuador, mismos que ayudan a una mejor toma de decisiones y se pueden determinar acciones prioritarias que conlleven a un mejor desarrollo de estrategias, permitiendo al país lograr un

Se contó con la participación de expositores y panelistas nacionales e internacionales:

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EXPOSITORES:

PANELISTAS:

• Cristina Morales, Senior Manager, Regional Activation and Start Ups, WEC

• Hernando Merchán, Viceministro de Electricidad y Energía Renovable, MERNNR

• Talita Covre, Manager of Transition Insights, WEC

• Geovanny Pardo, Especialista en regulación, ARCERNNR

• Andrés Lloret, FEL 100, WEC

• Leonardo Espinoza, Vicerrector, Universidad de Cuenca • Tulio Machado, Director Ejecutivo, CIER

Durante el desarrollo del panel se contó con la participación como moderador al Ing. Gabriel Argüello, Ex Director Ejecutivo del CENACE, quien a través de preguntas invitó a los panelistas a considerar y discutir sobre los factores críticos que impulsan la transición energética en temas específicos de análisis para beneficio del país.

• La diversificación es un tema crucial y Ecuador está trabajando para poder lograrlo, además se encuentra alineado con la visión a nivel regional y mundial.

• En el ámbito de los recursos energéticos renovables como el hidrógeno, que aun en el país no ha sido aprovechado, es un punto importante a considerar ya que puede ayudar a mejorar la dimensión de seguridad energética, mediante la provisión de esta energía base, aumentando así la resiliencia del sistema eléctrico.

Los resultados en Ecuador con respecto al cruce de la data entre el Trilema e Issues Monitor, dio como resultado puntos importantes a tratar en cada dimensión:

Seguridad Energética:

• Por último, los excedentes de la generación eléctrica producto de la independencia de energía, ofrece la oportunidad de fortalecer la integración regional con países vecinos.

• Este es el área con mayor oportunidad y potencial de mejora. Esto se relaciona directamente con la diversificación del suministro de energía y la diversidad de recursos para la generación de electricidad.

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Equidad Energética: • En esta dimensión los retos están asociados con el progreso económico, que también se relaciona con la importancia de los subsidios en el país.

• En el Issues Monitor, vemos de manera repetitiva las incertidumbres críticas desde el 2015 hasta 2020, que se relacionan con las tendencias económicas y el alto endeudamiento público.

• Todos los aspectos con respecto a la equidad energética se los ve con grande incertidumbre.

Además a Ecuador se lo diferencia de la región y del mundo, debido a que los mecanismos de apoyo son vistos también como una incertidumbre crítica en el país.

Sostenibilidad Ambiental: • Se puede destacar en esta dimensión que el avance está asociado a un mayor progreso en la eficiencia y reducción de carbono. Cabe mencionar la importancia de los proyectos con respecto a la movilidad y transporte en el país.

• En general, existe un buen desempeño, pero todavía quedan oportunidades para mejorar.

La innovación en el transporte es la mayor oportunidad.

• Por último en cuanto a las energías renovables y la digitalización aparecen este año por primera vez como temas relevantes en el país.

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CURSOS ECUACIER JULIO Y AGOSTO 2021

Las Relaciones Internacionales y su impacto en el sector energético.

Gestión de riesgo en proyectos basados en los estándares del PMI. Elaboración de cronogramas de trabajo en programa Project.

Rescate en alturas.

Actualización conocimiento en contratación pública.

Administración del sistema SUT. Mantenimiento básico de subestaciones.

Actualización ortografía y redacción.

SOCIOS ECUACIER

MIEMBROS ASOCIADOS

DIRECTORIO ECUACIER PERIODO 2020 - 2022 Mgs. Gabriel Argüello Ríos

Ing. Hernán Verdugo Crespo

VICEMINISTRO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA

DIRECTOR EJECUTIVO CÓMITE ECUATORIANO DE LA

RENOVABLE

COMISIÓN ENERGÉTICA REGIONAL

PRESIDENTE

SECRETARIO

Dr. Jaime Cepeda Campaña DIRECTOR EJECUTIVO DE ARCERNNR MIEMBRO PRINCIPAL AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL DE ENERGÍA Y RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES

MIEMBRO ALTERNO AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL DE ENERGÍA Y RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES

Ing. Max Molina Bustamante

Ing. Julio Argoti Cadena

DIRECTOR EJECUTIVO DE CENACE

GERENTE NACIONAL DE PLANEAMIENTO DE CENACE

MIEMBRO PRINCIPAL OPERADOR NACIONAL

MIEMBRO ALTERNO OPERADOR NACIONAL

Ing. Gonzalo Uquillas Vallejo GERENTE GENERAL DE LA CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR - CELEC EP MIEMBRO PRINCIPAL GENERACIÓN

Ing. Raúl Canelos Salazar GERENTE DE CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC

Ing. Antonio Borrero Vega GERENTE GENERAL DE ELECAUSTRO MIEMBRO ALTERNO GENERACIÓN

Ing. Luis Ruales Corrales ESPECIALISTA TÉCNICO DE CELEC EP - UNIDAD DE NEGOCIO TRANSELECTRIC

MIEMBRO PRINCIPAL TRANSMISIÓN

MIEMBRO ALTERNO TRANSMISIÓN

Mgtr. Jaime Bucheli Albán

Mgtr. Francisco Carrasco Astudillo

GERENTE GENERAL DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO - EEQ MIEMBRO PRINCIPAL DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

PRESIDENTE EJECUTIVO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTROSUR C.A. MIEMBRO ALTERNO DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

Integrando al Sector Eléctrico Ecuatoriano