colegio de ingenieros electricistas y electrÓnicos

Colegio de Ingenieros Electricistas y Electrónicos Revista Electromundo Nº 67

11

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REGISTRO ISSN 2220-5276PROPIEDAD LITERARIA E INTELECTUAL

DEPÓSITO LEGAL: 4-3-360-83

Se autoriza la reproducción parcial ó totalmencionando el medio y el Autor.

NUESTRA PORTADA

CRE50 AÑOS DE ENERGÍA SOLIDARIA


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EDITORIAL: 50 AÑ0S GENERANDO DESARROLLO Y CALIDAD DE VIDA ............................................ 12

CONTROL APLICADO A SISTEMAS NO LINEALESIng. Marco Antonio Cabero Z. ...................................................................................................... 17

SISTEMA DE TRIGENERACION APLICADO A LA PLANTA DE SECADO DE MALTA EN EL FUTURO PARQUE INDUSTRIAL DE SICA SICA - LA PAZIng. Orlando Canseco Gonzales - Ing. Jose Omar Aparicio Salinas ........................................ 23

LINEAS DE TRANSMISION, CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DESDE LA PERSPECTIVA NORMATIVA Y AMBIENTAL.Ing. Rubén Marca Carpio .............................................................................................................. 29

RESPUESTA DIELÉCTRICA PARA DIAGNOSTICO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAIng. Marcelo Hinojosa Torrico.. ............................................................................................................................... 32

BOMBEO INTELIGENTEELECTRORED - ABB ................................................................................................................................................... 47

AYUDAS VISUALES ILUMINADAS NUEVAS TECNOLOGIAS (PARTE 1)Lic. Sergio Iván Barbosa Calderón. ............................................................................................. 55

ÍNDICES PARA LA UBICACIÓN ÓPTIMA DE DISPOSITIVOS FACTS: ESTADO DEL ARTEIng. Marysol Ayala Santander. ...................................................................................................... 65

EL POTENCIAL EÓLICO DE PATACAMAYAJesus Mauricio Encinas Riveros - Rómulo Encinas Laguna. ................................................... 77

MÉTODOS PARA INCREMENTAR LA CARGABILIDAD RESTRINGIDAPOR RELÉS DE DISTANCIA EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓNIng. Juan Marcelo Torrez Baltazar - Ing. Fidel M. León Sossa . ................................................ 82

BOMBEO DE AGUA CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOSNECESIDADES Y APLICACIONES EN BOLIVIARenán Jorge Orellana Lafuente.. ........................................................................................................................... 97

MASTILES DE ILUMINACION - SDMO ROGHUR S.A. ................................................................................................................................. 103

¿POR qUÉ CORRER RIESGOS INNECESARIOS?AMPER S.R.L. ................................................................................................................................ 107

AHORRO DE ENERGÍA EN APLICACIONES PARA TRATAMIENTO DE AGUAS LIMPIAS Y RESIDUALESABB - BOLIVIA .. ........................................................................................................................... 110

TERMOGRAFÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICANota Técnica • Por Roberto Poyato • Dpto. soporte técnico de Fluke Ibérica. ....................... 119

IV BOLIVIAN ENGINEERING TECHONOLOGY CONGRESS BETCON ................................................. 131

“ENERGIA SOSTENIBLE PARA TODOS ABER 2012” (PRIMERA EDICIÓN)ABER - Asociación Boliviana de Energías Renovables ............................................................ 136

CáMARA BOLIVIANA DE ELECTRICIDAD - “38 AñOS PROMOVIENDO EL DESARROLLO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN BOLIVIA”Cámara Boliviana de Electricidad.. .............................................................................................. 141

ÍNDICE


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EDITORIAL50 AÑ0S GENERANDO DESARROLLO Y CALIDAD DE VIDA

El próximo 14 de noviembre la Cooperativa Rural de Electrificación de Santa Cruz cumple 50 años de vida institucional. No es poca cosa llegar al medio siglo de vida porque eso conlleva la suma de mucho esfuerzo humano que le da solidez a una iniciativa y a su vez hace que se refleje en la pujante Santa Cruz, dueña de un desarrollo agroindustrial y social que es un ejemplo para todos los bolivianos.

La elección del modelo cooperativo para que sea el instrumento que garantice la prestación eficiente de servicios públicos en Santa Cruz fue acertada, pese a que en otras latitudes la misma fórmula no funcionó y se escucharon voces de funcionarios de turno, augurando el fracaso. No fue así porque la firme decisión de un pueblo cansado de los cortes de luz permanentes y las promesas incumplidas de los políticos de turno decidió ser protagonista de su propio desarrollo. De esta manera transcurrieron años de lucha que los hicieron fuertes porque descubrieron que la adversidad les templó el espíritu y los hizo solidarios y comprometidos con su propio futuro.

El abandono en el que se encontraba la capital cruceña con precaria capacidad para satisfacer la demanda de servicios adecuados para una urbe en crecimiento, hacía que el desafío sea mucho mayor. Por eso es digno destacar el sacrificio de hombres y mujeres que se unieron para darle institucionalidad a la naciente Cooperativa Rural de Electrificación y sentar las bases que luego seguirían disciplinadamente otros.

Hoy las estadísticas muestran que Santa Cruz ha alcanzado el 86% de electrificación siendo el departamento de mayor cobertura del país. Pero si bien estos números los ubican por encima de otras regiones la fortaleza de los logros alcanzados está en entender que el bienestar común no será completo mientras existan ciudadanos que no tienen las mismas condiciones de vida. Y eso es lo destacable en CRE Ltda.: Estar persuadidos de que la energía expande las posibilidades del hombre de acceder a los adelantos tecnológicos que requieren las nuevas generaciones para poder insertarse con posibilidades de competitividad en el siglo 21.

Pero como todavía falta para llegar al 100% de la población, porque ese 34% de pobreza debe seguir disminuyendo y ese 14% de la población que todavía no accede al servicio eléctrico necesita ser parte integral del conjunto de los bolivianos que viven en Santa Cruz hace que ése sea el desafío que han encarado ejecutivos, trabajadores, delegados y miembros de los consejos de administración y vigilancia de la cooperativa eléctrica más exitosa de Bolivia.

Coincidimos en que el desarrollo integral de los pueblos sólo es posible cuando el esfuerzo colectivo ayuda a eliminar las desigualdades y en Santa Cruz las cifras son alentadoras al ser el departamento más electrificado ha permitido disminuir los niveles de pobreza hasta porcentajes similares a los países vecinos más desarrollados. Por eso, en este aniversario, queremos felicitar a la familia CRE por el esfuerzo realizado y alentarlos a ratificar ante el pueblo cruceño la voluntad de seguir aportando al crecimiento integral de su departamento y de Bolivia.


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CONTROL APLICADO A SISTEMAS NO LINEALESIng. Marco Antonio Cabero Z.

INTRODUCCION

La levitación magnética, ha sido un fenómeno que ha encontrado aplicaciones en el tema del transporte de pasajeros con los sistemas MAGLEV.

Países como Japón, China, Alemania y Estados Unidos cuentan con proyectos para el desarrollo de estos trenes. El gobierno chino estudia también la posibilidad de utilizar esta misma tecnología para establecer una línea Shanghai-Pekín.

Como ejemplo de este fenómeno se menciona un pequeño imán cilíndrico que flota por encima de un superconductor. El vapor es nitrógeno líquido en ebullición, que mantiene al superconductor en un estado de resistencia nula. Cuando el imán desciende hacia el superconductor, induce una corriente eléctrica, que a su vez crea un campo magnético opuesto al del imán. Como el superconductor no tiene resistencia eléctrica, la corriente inducida sigue fluyendo y mantiene el imán suspendido indefinidamente. Como se muestra en la figura A.

Figura A.- Levitación Magnética

De acuerdo al teorema de Samuel Earnshaw, no es posible alcanzar levitación estática usando cualquier combinación de imanes fijos y cargas eléctricas. La levitación magnética significa suspensión estable de un objeto contra la gravedad. Existen, sin embargo, unas cuentas formas para levitar, considerando redondear las suposiciones del teorema.

FUNDAMENTO TEORICO

El primer paso en el análisis y diseño de un sistema de control es la obtención del modelo matematico del proceso.

Las leyes físicas que gobiernan los principios de operación de los sistemas en la vida real, pueden resultar complejas, por lo que una representación exacta de la dinámica del sistema, puede requerir ecuaciones no lineales. En virtud a ello, se realizan suposiciones y aproximaciones a los sistemas físicos siempre que sea posible, de tal manera que puedan ser estudiados utilizando la teoría de sistemas lineales.

Existen dos formas de justificar la aproximación de los sistemas lineales:El sistema es básicamente lineal o que es operado en la región lineal. El sistema es básicamente no lineal o que es operado en la región no lineal

En el primer caso citado anteriormente se cumplen la mayoría de las condiciones de linealidad, de manera que puede ser estudiado mediante sistemas lineales. Para el segundo caso, para utilizar las herramientas de diseño lineal, se tendrá que realizar una linealizacion de las ecuaciones alrededor del punto de operación nominal. Cuando los rangos de operación son grandes, se utilizan controladores no lineales, debido a que estos pueden manejar no linealidades en un amplio rango de operación.

Para el caso del levitador magnético, las ecuaciones no son lineales y deberán ser linealizadas cerca del punto de equilibrio, el cual deberá estar ubicado a una altura h y no sobrepase los límites de capacidad tanto de la bobina como del amplificador de potencia.

En tal sentido, se obtiene la funcion de transferencia siguiente:

G(s) =A

(𝑠𝑠 − 𝑎𝑎)(𝑠𝑠 + 𝑎𝑎)


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𝐿𝐿0 = 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝑎𝑎𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝑎𝑎 𝐼𝐼𝑑𝑑 𝑙𝑙𝑎𝑎 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝐼𝐼𝐼𝐼𝑎𝑎 sin 𝑙𝑙𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑒𝑒𝑑𝑑𝑒𝑒𝑎𝑎 𝐿𝐿1 = 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝑎𝑎𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝑎𝑎 𝐼𝐼𝐼𝐼𝑎𝑎𝐼𝐼𝐼𝐼𝑏𝑏 𝑑𝑑𝑠𝑠𝐼𝐼𝑎𝑎 𝐼𝐼𝑏𝑏𝐼𝐼𝐼𝐼𝑎𝑎𝐼𝐼𝑎𝑎 𝑑𝑑𝐼𝐼 𝑥𝑥 = 0 ∝= 𝐶𝐶𝑏𝑏𝐼𝐼𝑠𝑠𝐼𝐼𝑎𝑎𝐼𝐼𝐼𝐼𝑑𝑑 𝑞𝑞𝐼𝐼𝑑𝑑 𝐼𝐼𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝐼𝐼𝐼𝐼𝑑𝑑 𝐼𝐼𝑑𝑑 𝑙𝑙𝑎𝑎 𝑔𝑔𝑑𝑑𝑏𝑏𝑔𝑔𝑑𝑑𝐼𝐼𝑒𝑒𝐼𝐼𝑎𝑎 𝐼𝐼𝑑𝑑𝑙𝑙 𝑠𝑠𝐼𝐼𝑠𝑠𝐼𝐼𝑑𝑑𝑔𝑔𝑎𝑎

Donde:

𝐴𝐴 =−2𝑥𝑥10

�𝐾𝐾𝑔𝑔𝑀𝑀

𝑦𝑦 𝑎𝑎 = �2𝑔𝑔𝑥𝑥10

Como se puede apreciar, la función de transferencia tiene 2 polos, ubicados en diferentes semiplanos, por lo que la respuesta será inestable.

La ecuación que relaciona el valor del inductor con respecto a la posición, denominada en nuestro caso x, no es posible determinarla analíticamente, debido a la geometría del sistema electroimán – espera, por lo cual se determino el siguiente modelo empírico:

𝐿𝐿 = 𝐿𝐿0 + 𝐿𝐿1𝑑𝑑−𝑥𝑥∝

Donde:

METODOLOGíA DE CONTROL Y ESpECIFICACIóN DE DISEÑO

Para el diseño se opta por el análisis en el dominio del tiempo, en consecuencia las especificaciones de diseño son las siguientes:Sobrepaso máximo, tiempo de retardo, tiempo de levantamiento, tiempo de asentamiento, error en estado estable.

Haciendo un análisis de la función de transferencia del sistema levitador magnético, se llega a la conclusión que los controladores que pueden utilizarse son:

• Controlador PD• Controlador adelanto de fase

Si se implementa el circuito controlador adelanto de fase, implementado con amplificadores operacionales

Cuya función de transferencia puede traducirse en:

𝐺𝐺𝐶𝐶 =𝐶𝐶1

𝐶𝐶2�𝑠𝑠 + 1

𝑅𝑅1𝐶𝐶1

𝑠𝑠 + 1𝑅𝑅2𝐶𝐶2

�

DIAGRAMA EN BLOqUES DEL SISTEMA DE CONTROL

- +

Control Planta

Sensor

Donde la entrada es nuestra referencia y la salida es la posición de la esfera.

CONSIDERACIONES PARA LA PLANTA

La planta consiste de un electroimán (L) y una esfera de acero cuyas características son las siguientes:

𝑔𝑔 = 9,81 𝑔𝑔 𝑠𝑠2 ;𝑀𝑀 = 12𝑔𝑔𝑒𝑒𝑠𝑠;𝑅𝑅 = 25,5Ω;⁄ 𝐿𝐿 = 0,258 𝐻𝐻

Para estos valores, la función de transferencia se convierte en:

G(s) =−5526

(𝑠𝑠 − 44,3)(𝑠𝑠 + 44,3)

Claramente se puede apreciar que el tipo derespuesta que tiene el sistema es oscilante, según se muestra en la figura 1.

Figura 1.- Respuesta del sistema sin realimentación

La localización de los polos se muestra en la figura 2.


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Simulando el sistema completo, se puede apreciar que existe un sobre impulso del 38% lo que hace que el sistema no se aplicable, en ese sentido se propone un sistema de control con características mejoradas que se aproxime a un sobre impulso de 7% como máximo, con un error en estado estable reducido a niveles comparables a la mitad de las dimensiones del sensor de posición (0,1 cm). Con lo cual se obtiene la respuesta al escalón que se muestra en la figura 3.

Figura 3.- Respuesta al escalón para los nuevos datos del controlador

Si se implementa este circuito por medio de amplificadores operacionales, el circuito a armar es el que se muestra en la figura 4 siguiente:

Figura 4.- Circuito para el control del Levitador

Figura 2.- Polos de la planta sobre el eje

imaginario.

Esta condición señala oscilaciones en el sistema.

CONSIDERACIONES PARA EL CONTROL

Se determina que el controlador en adelanto de fase es:

𝐺𝐺𝐶𝐶 = 159 �𝑠𝑠 + 249𝑠𝑠 + 1438

�

Donde:

𝐶𝐶1

𝐶𝐶2= 159

Si tomamos C1= 470nF entonces C2=3nF

Luego por comparación:

1𝑅𝑅1𝐶𝐶1

= 249

1𝑅𝑅2𝐶𝐶2

= 1438

De donde se obtiene que:

𝑅𝑅1 = 8.5𝐾𝐾Ω 𝑦𝑦 𝑅𝑅2 = 210,7𝐾𝐾Ω

Normalizando los valores más próximos y trabajando con la etapa final del amplificador en adelanto de fase se tiene que:


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RESULTADOS

Es necesario tener en cuenta que debido a que el sensor óptico es sensible a un amplio espectro de luz, las diferentes señales pueden estar sujetas a variaciones debido a la luz ambiental, lo cual resulta en pequeñas diferencias en magnitud.

Por otra parte, existen una serie de ruidos que se producen durante el proceso de adquisición de datos, lo que hace también que las formas de onda difieran.

CONCLUSIONES

No es posible hacer levitar un objeto metálico con la sola compensación de fuerza gravitacional aplicando una fuerza magnética generada por un electroimán sin control.

La combinación del electroimán y la esfera de metal forman un sistema no lineal, que justifica ul uso de un sistema de control.

A través de la linealizacion del modelo matemático del sistema, es posible utilizar métodos de control lineal para estabilizar el mismo.

BIBLIOGRAFíARichard C. Dorf – Robert H. BishopMODERN CONTROL SYSTEMS

Bernard FriedlandADVANCED CONTROL DESIGN

Benjamin C. CUOSISTEMAS DE CONTROL AUTOMATICO

J.R. LeighAPPLIED DIGITAL CONTROL

AUTOR

Marco Antonio Cabero Zabalaga es Ingeniero Electrónico graduado de la

Universidad Mayor de San Simón. Actualmente se desempeña en la

empresa GRUPO LARCOS en el áreade Automatización y Control Industrial.

Docente de la Universidad Mayor de San Simón (UMSS) y

la Universidad Técnica Privada Cosmos, (UNITEPC).

Áreas de interés:Programación, Sistemas de Control,

Electrónica de Potencia.

Correo electrónico: [email protected]

El:

Por el Auspicio a las VII Jornadas de Ingeniería Eléctrica, Realizado en el

Hotel Radisson – Salón Tiahuanaco los días 26 y 27 de Julio del 2012

Agradece a la Empresa:


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INTRODUCCION

El Postulante José Aparicio Salinas, para optar al Título de Ingeniero Electricista en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Mayor de San Andrés, plantea acertadamente la creación de una zona industrial de SICA SICA, destinada al desarrollo del Departamento de La Paz y por ende de Bolivia.

En mi condición de Asesor del Proyecto de Grado “SISTEMA DE TRIGENERACION APLICADA AL PARqUE INDUSTRIAL SICA SICA - LA PAZ (Planta d Secado de Malta)”, corresponde enfatizar que la energía es el factor indispensable del progreso tecnocientífico y de la industrialización de un país, la que indudablemente establece el nivel de desarrollo de las fuerzas productivas del mismo.

La situación geográfica estratégica escogida por el Proyectista (Sica Sica – La Paz) tiene la ubicación estratégica siguiente:

• Altura de 3931 msnm• Distancia de 120 Km de La Paz y Oruro• Temperatura promedio de 12 ºC

Para el Sistema de Trigeneración aplicado a la Planta de Secado de Malta, se plantea utilizar Gas Natural (METANO) como Materia Prima

SISTEMA DE TRIGENERACION APLICADO A LA PLANTA DE SECADO DE MALTA EN EL FUTURO PARQUE INDUSTRIAL DE SICA SICA - LA PAZ

Ing. Orlando Canseco Gonzales Ing. Jose Omar Aparicio Salinas

(combustible), con lo que la zona industrial contaría con:

• Energía eléctrica• Energía térmica• Refrigeración

DEFINICION DE TRIGENERACION

Es la producción conjunta y simultánea, en proceso secuencial, de Energía Eléctrica, Mecánica y Térmica útil (Electricidad, calor y frío) en forma autónoma, sin depender de la Empresa distribuidora de electricidad. Lo importante es que se obtiene del único energético como es el Gas Natural (Metano).

ANTECEDENTES

El resultado del referéndum sobre el Gas Natural el año 2004, concluyó que la voluntad del pueblo es utilizar el Gas Natural en el mercado interno (Decreto supremo Nº 28311), desde el punto de vista energético, las industrias para producir Valor Agregado requieren de:

• Red Eléctrica comercial • Gas Natural

OBJETIVOS

• Implementar el cambio de la Matriz Energética mediante el uso de Gas Natural a través de la Trigeneración para el suministro de energía en la planta de Secado de Malta y en la zona industrial de la provincia Aroma del Departamento de La Paz (Provisión de energía eléctrica, térmica y frigorífica).

• Analizar la perfectibilidad Técnica-Económica de la Trigeneración en la industria.

• Consolidar la disponibilidad del Gasoducto

al Altiplano (GAA) y aprovechar el Gas Natural en la Estación de Compresión de Sica Sica


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para el inicio de la industrialización.• Generar nuevas fuentes de trabajo, disminuir

la pobreza y evitar la migración.

COMPARATIVA SISTEMA CONVENCIONAL – TRIGENERACIÓN

• En un sistema convencional del 100 % de energía contenida en el combustible, solo el 33% es convertido en Energía Electica. El 50 % se pierde en Condensación 15% en Calderas, 2% en otras.

• En un sistema de Trigeneración, del 100 % de

energía contenida en el combustible: 25-30 % es convertida en Energía Eléctrica y el 59 - 54 % en Calor, en consecuencia se obtienen +/- 84% de Energía Eléctrica (EE) y Energía Térmica (ET).

• En la Trigeneración los Centros de Producción y Consumo están relativamente juntas, no se tienen perdidas por distribución ni transmisión y solo existe pérdida en la parte mecánica.

FUENTE: Tesis de José Aparicio (UMSA Mayo/2012)

EVALUACION ECONOMICA DE LA PLANTA DE SECADO DE MALTA

• Se requieren 187.50 Ton/día de Cebada y al año 68.467.50 Ton.

• A un costo $us. 330.00/Ton; al año se tendría un egreso en Cebada $us. 22.584.375.-

• De las 187.50 Ton/día de Cebada, se obtienen 150 Ton/día de Malta; obteniendo 54.750 Ton/año a un costo de $us1.200/Ton, se obtiene un ingreso anual de $us. 65.700.000.-

• La Planta de Trigeneración requiere para el Secado de Malta 720 M3/día de GN (Metano), o sea 3.499.200 M3/Año, que a un costo de $us 0.16/M3, el egreso es de $us. 567.648.-/Año.

• Para cubrir los costos del equipo de Trigeneración, se debe considerar un egreso de $us. 273.232.80/año: Siendo el costo total de $us. 1.366.164.-

• La inversión total de Equipo Malteador asciende a $us. 350.000.-/año. Se sugiere devolver dicha inversión en 5 años y se tiene que programar $us. 70.000.- como egreso.

• A los egresos anteriores, se propone incorporar lo relativo a Gastos de Operación y Mantenimiento (O&M), se estima que es del orden del 8% de los egresos anteriores ($us. 25.329.464,42) y se requiere $us. 2.026.357,15

• Deduciendo los ingresos ($us. 65.700.000.-) de los egresos totales ($us. 27.355.801,57), se tiene una utilidad neta de $us. 38.344.198,43 /anuales.

• La utilidad de $us. 38.344.198.43, obtenida se propone distribuirlas de la siguiente manera:

• Utilidad para el Estado Boliviano 51% de la utilidad: 19.55 Millones $us.• Utilidad para el Inversionista 25% de la utilidad: 9.59 Millones $us.• Aporte para la Gobernación 12% de la utilidad: 4.60 Millones $us.• Aporte para el GA Municipal 6% de la Utilidad: 2.30 Millones $us. y • Para las Universidades 6% de la Utilidad: 2.30 Millones $us.

PREMISAS

• La simple exportación de los Recursos Naturales (Gas Natural boliviano), durante algo más de 30 años, demuestran que Bolivia no mejoró en absoluto el PIB, ni las condiciones de vida del ciudadano boliviano.

• El Proyecto pretende persuadir a las Autoridades Nacionales, Departamentales, Universitarias e interesados en general, que el surgimiento y futuro de Bolivia radica en la INDUSTRIALIZACION DE NUESTROS RECURSOS NATURALES, basada en nuevas reglas de juego (POLITICAS DE ESTADO), en la transferencia de tecnología y el aporte de los profesionales bolivianos.


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2. Este tipo de tecnologías son factibles para el sector industrial de todo el país, aspecto importante para Bolivia por el ahorro económico que significa.

3. El considerar un Parque Industrial en Sica Sica – La Paz (Planta de Secado de Malta), significa contar con un nuevo Polo de Desarrollo para La Paz-Bolivia, que al contar con Tecnología de Trigeneración, conlleva a disponer de Energía confiable y autogenerada, con tarifa económica.

4. Estos polos de desarrollo en territorio boliviano, generan fuentes de trabajo, que disminuirán la migración de los bolivianos. Como resultado de la industrialización futura, darán un impulso extraordinario en lo social, técnico y económico para Bolivia.

5. La demanda de insumos (caminos, educación, salud, vivienda, alimentación, etc.), podrán ser atendidas como consecuencia de la generación de recursos vía la Industrialización; otorgarán mayores ingresos económicos para el Estado, Gobernación, Alcaldías, Universidad y población.

6. Que se generará fuentes de trabajo, impuestos, regalías y participación de utilidades, elevará la calidad de vida de los habitantes bolivianos.

7. No desestimar que el Gas Natural, es el recurso energético natural del cual se puede obtener muchos beneficios para el país y desde luego para las actuales y futuras generaciones bolivianas, debido a las ventajas de utilizar el componente energético menos contaminante y económico que disponemos hasta ahora en Bolivia, como es el GAS NATURAL.

8. Es el momento propicio para que Bolivia ingrese a paso firme en la fase de la industrialización y dejar atrás la simple exportación de Materia Prima, de manera que con la generación de Valor Agregado podremos salir del atraso, de la pobreza y dar a los bolivianos la oportunidad de despegar hacia la integración energética.

• Este Proyecto, demuestra la hipótesis de que la Producción y Exportación de Malta es atractivo y viable, porque significa irrumpir en nuevas paradigmas, como es el VALOR AGREGADO, demostrando que el retorno de la inversión es a corto plazo.

• Con la concreción de este trabajo, se logrará convertir a Bolivia, en el centro productor y distribuidor de Malta del continente sudamericano, debido a su ubicación estratégica y la disponibilidad de Materia Prima Energética y Agrícola (Gas Natural y Cebada).

• La implementación de una Planta de Secado de Malta en Sica Sica - La Paz con Tecnología de Trigeneración a Gas Natural, representa un nuevo Polo de Desarrollo en el Depto. de La Paz, ya que conlleva un impulso extraordinario en lo social, económico y técnico, hasta ahora no promovida.

• La PLANTA DE SECADO DE MALTA, generará fuentes de trabajo, impuestos, regalías, utilidades, tendientes a mejorar la calidad de vida de los bolivianos, coadyuvando a la realización de nuevos e importantes emprendimientos tales como caminos, educación, salud, vivienda, alimentación, etc., significando fuentes de trabajos directos e indirectos que disuadirán la migración del recurso humano.

• Es pertinente destacar que en el futuro inmediato, la estabilidad, continuidad, disponibilidad y calidad de la energía en la PLANTA DE SECADO DE MALTA y en la zona de influencia serán resueltos.

• Es menester que el gasoducto al Altiplano, se materialice a la brevedad para la realización de proyectos de Industrialización en Sica Sica – La Paz y se cuente con nuevos polos de desarrollo sostenible.

CONCLUSIONES

El desarrollo del Proyecto Grado concluye con los siguientes aspectos:

1. Que la inversión requerida para implementar la futura Planta de Secado de Malta con Tecnología de Trigeneración a GN, es Importante, pero justifica debido a que el periodo de retorno del capital invertido es bajo.


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9. La historia de Bolivia está llena de experiencia como resultado de la exportación de nuestros recursos estratégicos como materia prima, sin valor agregado y se concluye que no debe repetirse esta situación nunca más.

10. Es pertinente destacar que en el futuro inmediato, la estabilidad de tensión en la zona de influencia será resuelto, concretamente la provisión, estabilidad, continuidad y calidad de Energía Eléctrica en la Provincia Aroma de la Paz mejorará substancialmente, todo lo anterior por la confiabilidad del proceso de Generación en el sector crítico de la Red de Media Tensión.

Se concluye que corresponde la prioridad, de que el pueblo boliviano retome las Reservas Probadas a su favor, para transformarlo en Valor Agregado, ya que merecemos contar con trabajo digno y permanente, disminuir la pobreza, incorporarnos de una vez por todas entre los países industrializados para que el buen vivir de los bolivianos sea una realidad y no un simple mito.

Ing. Orlando Canseco Gonzales

RNI 1008 * CI 761716 Cbba* [email protected] del Proyecto VHF/AA (OACI – AASANA)

Jefe de División de Comunicaciones y Radioayudas- AASANA Jefe del Departamento de ingeniería Electrónica – AASANA

Past Presidente Colegio de Ingenieros Electricistas y Electrónicos - CIEELP Past Presidente: Sociedad de Ingenieros de Bolivia La Paz (SIBLP)- (1998-2000 y 2000-2002)

Past Presidente: Consejo Interinstitucional para el Desarrollo del Dpto. de La Paz (CIDLP) - (2002-2003)

Gerente Técnico CAVETEC S.R.L. * Consultor Independiente

El:

Por el Auspicio a las VII Jornadas de Ingeniería Eléctrica, Realizado en el

Hotel Radisson – Salón Tiahuanaco los días 26 y 27 de Julio del 2012



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LINEAS DE TRANSMISION, CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DESDE LA PERSPECTIVA NORMATIVA Y AMBIENTAL.

Ing. Rubén Marca Carpio

1. DISEÑO DEL TRAZADO DE LÍNEAS

El diseño de una línea de transmisión de energía eléctrica, es una obra que involucra la ingeniería eléctrica, ingeniería civil, gestión socio ambiental, topografía, geografía, cartografía, etc. Todas estas deben estar planificadas, coordinadas, con la realidad de cada espacio geográfico y asentamientos humanos (grupos sociales).

En cuanto a las características propias del diseño de una línea de transmisión, es importante estudiar, la forma en que atravesarán los predios y propiedades en terreno, dimensionando adecuadamente los conflictos socio ambientales que podrían ocurrir.

Se debe examinar cuidadosamente con criterio multidisciplinario, el trazo de línea, que será el recorrido por donde se tendrá que negociar con cada uno de los afectados para posteriormente llegar a la constitución de servidumbres.

Esto implica un cuidadoso estudio topográfico para encontrar la mejor solución, la más corta, con menos vértices y con la menor intervención de las áreas protegidas, si existiese. Además se debe considerar los estudios de suelos, para poder dimensionar y tipificar el tipo de fundaciones. Con estos elementos estudiados, se optimiza la solución al determinar el vano más económico, que hace minimizar el costo y los conflictos ambientales con propietarios que suelen ser las dificultades o posibles problemas potenciales.

Asimismo, se examinará el trazado más corto y si bien, esto no siempre será posible, como consecuencia de la topografía del terreno, proximidades a las ciudades o centro poblados especialmente si son pueblos originarios, sitios prioritarios, fauna y flora, cruces con otras líneas, ferrocarriles, ríos, carreteras, parques naturales y otros espacios naturales protegidos por la legislación vigente.

2. MANTENIMIENTO DE LINEAS

Una actividad importante en el mantenimiento de líneas de transmisión eléctrica es el manejo de vegetación, a través de corte y desmalezamiento de vegetación en los corredores de servicio o servidumbres, su importancia radica en que la disponibilidad de las líneas depende en un gran porcentaje a la gestión de control de vegetación.

Otro problema real es la permisión de la norma (SSDE 160/2001) a la construcción y plantación de árboles, siempre y cuando se respeten la distancia de seguridad; el problema critico y real, es que plantados los árboles, ¿quién las poda periódicamente?, lo más probable es que no son controladas por los propietarios y en consecuencia pueden ocasionar fallas al sistema eléctrico.

Problema similar es la construcción de inmuebles bajo las líneas, pues algunos propietarios con el trascurso del tiempo, intentan elevar su construcción, sin considerar temas técnicos como dilatación de conductores, vientos, etc. lo que repercuten en riesgos a las personas y al sistema, por el acercamiento a los conductores.


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3. SERVIDUMBRES

La Ley de Electricidad define las siguientes clases de servidumbres:

• De acueducto, embalse y obras hidráulicas• De ducto, acueducto de refrigeración para

termoeléctricas• De línea eléctrica• De subestación• De paso, para la construcción y uso de

senderos• De paso, para la custodia, conservación y

reparación• De ocupación temporal (almacenamiento)• De transporte de electricidad

Respecto a la servidumbre de línea eléctrica, sean estas aéreas o subterráneas, establece y confiere al ejecutante, el derecho de tender conductores por medio de postes torres o conductores subterráneos e instalar subestaciones aéreas o subterráneas de maniobra o de transformación relacionados con la respectiva línea de transmisión.

Esta servidumbre no impide que el propietario del predio sirviente pueda cercarlo y edificar o plantar árboles siempre que respete las alturas mínimas y áreas de seguridad establecidas por normas de la Superintendencia de Electricidad (actualmente AE).

Las servidumbres serán impuestas por la Autoridad de Electricidad, considerándose los derechos de los propietarios de los predios sirvientes, también podrán establecerse por libre acuerdo entre partes.

Para los casos de áreas rurales, el simple paso de una línea eléctrica no da derecho al pago de indemnización. El propietario del predio sirviente tendrá derecho a recibir pago compensatorio cuando, para establecerse la servidumbre, se hubiesen causado daños o perjuicios por el derribo de árboles, construcciones, obras o instalaciones.

En palabras simples, servidumbre es un derecho, que se grava sobre una propiedad o superficie de terreno, donde se construirá una línea de

transporte de electricidad, y cuyo valor de indemnización por afectación es pactado entre el propietario del suelo sirviente y la empresa eléctrica que desarrolla el proyecto.

La faja de seguridad de servidumbre, cuyo ancho dependerá del nivel de tensión está definida en la norma SSDE 160/2001que actualmente sigue vigente.

Cuadro No. 1Fajas de Seguridad

Fuente: SSDE No. 160/2001Elaboración propia

Esta norma define el ancho de la faja de seguridad y la distancia eléctrica de seguridad, para los tres niveles de tensión de transmisión actualmente existente en el país: 69, 115 y 230 kV.

Cuadro No. 2Distancias verticales admisibles de

conductores a objetos

Fuente: SSDE No. 160/2001Elaboración propia

Es importante destacar que en cuanto a las fajas de seguridad, se determina que están prohibidos las excavaciones y cultivos en una distancia de cuatro metros de las fundaciones o pie de torre.

4. ANALISIS Y COMENTARIOS

La actual normativa, menciona dos formas de servidumbres, voluntarias y obligatorias, y la formalización legal de los predios en Derechos Reales. Aquí se observa una inconsistencia legal para viabilizar la constitución de servidumbres y se refiere a que en muchas zonas rurales, los habitantes no pueden acreditar documentos de


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propiedad, pero si tienen otro tipo de acuerdos o autorizaciones comunales de propiedad, por tanto, la norma debe considerar esta realidad del país y no cerrarse en un procedimiento legal no aplicable.

Otras interrogantes que surgen y que se deberán atender o adecuar en la normativa, son: otros niveles de tensión, por ejemplo 500 kV; situaciones para doble ternas; corredores energéticos, centros urbanos (ciudades), zonas periurbanas, etc. Por tanto, son situaciones que se deben ir analizando y normando.

Bajo este contexto, se han identificado la necesidad de ampliar o actualizar la norma técnica, para cubrir ciertos vacios normativos como ser:

• Las construcciones de inmuebles en las fajas de seguridad.

• Que especies de vegetación, son permitidos plantar bajo la línea.

• Distancias de seguridad para otras situaciones tecnológicas, 500 kV, doble terna (completa, incompleta)

• Aprobaciones o regularización de nuevos centros urbanos en lugares donde ya existen líneas de transmisión.

• Derechos de vía de las líneas que atraviesen ciudades.

• Instalaciones subterráneas, vecinas a otros servicios sanitarios.

Un dato o ejemplo importante sobre gestión de normas, es que el Municipio de Potosí es una de las primeras o única, que a través de una Ordenanza Municipal (año 2003) ha incorporado la norma eléctrica SSDE 160/2001 en la planificación de nuevas urbanizaciones; sin embargo, también es evidente que falta una real aplicación a la misma.

5. CONCLUSIONES

El actual marco normativo permite las construcciones, plantaciones de árboles y hasta nuevas urbanizaciones, sobre el trazo de la línea, con el solo cumplimiento de las distancias de seguridad. Sin embargo esta situación, trae consigo serios problemas en la actividad de operación y mantenimiento de las

líneas de transmisión, pues es evidente que los propietarios de los terrenos no siempre controlan adecuadamente las distancias admisibles o peor aún, directamente no cumplen la norma y ocasionan fallas al sistema de transmisión.

Otro elemento crítico, es que si no se tiene ninguna norma, que regule las compensaciones, puede ocasionar grandes empantanamientos de negociación entre ejecutante y propietarios, llegando en algunos extremos que algunos propietarios planteen casos de nivel de extorsiones o solicitudes de pago exagerados.

Recordemos que en la siguiente década, se debe instalar más de 2000 nuevos kilómetros de líneas de transmisión, lo que implica, también prever o actualizar la norma técnica y ambiental que acompañen tal desafío de desarrollo y crecimiento energético.

REFERENCIAS BIBLIOGRáFICAS:

• Ley de Electricidad No. 1604• Resolución SSDE No. 160/2001

AUTOR:

Rubén Marca Carpio.

Ingeniero Eléctrico, UMSSMaster en Administración de Empresas

Master en Medio Ambiente yDesarrollo Sostenible.

Email: [email protected] – Bolivia.


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RESPUESTA DIELÉCTRICA PARA DIAGNOSTICO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Ing. Marcelo Hinojosa Torrico

1. INTRODUCCIÓN

La humedad constituye un factor que acelera el envejecimiento del aislamiento de un transformador de potencia, consistente de papel y aceite, debido a que la humedad tiene efectos perjudiciales en la integridad del dieléctrico y la rapidez de envejecimiento del aislante. Una práctica común es hoy en día es extraer de forma indirecta el contenido de agua en la celulosa de un transformador en servicio desde la medida de la humedad de una muestra de aceite de acuerdo a las normas IEC 60422 e IEEE 62. La mayor parte de la humedad presente en el transformador se encuentra en el aislamiento sólido debido a que la distribución de humedad no es uniforme entre el aceite y el papel, además que como la concentración de agua en el aceite dieléctrico depende de la temperatura, la medición del contenido de humedad o agua en el aceite no constituye un indicador fiable de la sequedad de la celulosa.

Debido a las razones mencionadas se han desarrollado técnicas analíticas en base a la respuesta dieléctrica y polarización que permiten determinar el contenido de humedad y envejecimiento del cartón y el papel en función de efectos que la humedad tiene en las propiedades eléctricas. Se pueden identificar tres técnicas principales:

• Medida del voltaje de retorno (RVM), algunas veces también llamada tensión reflejada, voltaje de recuperación o tensión de circuito cortado.

• Espectroscopia dieléctrica en el dominio del tiempo, es decir medida de la corriente de polarización y despolarización (PDC).

• Espectroscopia dieléctrica en el dominio de la frecuencia (FDS), es decir medidas de la capacitancia eléctrica y factor de pérdidas tan δ en dependencia de la frecuencia.

• Hasta hace poco la técnica RVM era el método más empleado, sin embargo esta técnica

presenta muchas controversias debido a las siguientes desventajas:

• Valores de humedad superiores a los obtenidos por otras técnicas.

• El esquema de interpretación recomendado es demasiado simple.

• La técnica no toma en cuenta las dependencias de la geometría y las propiedades el aceite.

2. RESPUESTA DIELÉCTRICA

2.1 pRINCIpIOS DE LAS TÉCNICAS DE MEDIDA

Las mediciones para el diagnostico de aislantes de alta tensión, por ejemplo transformadores, cables o máquinas rotantes, puede realizarse en el dominio del tiempo o frecuencia. Entre las mediciones en el dominio de la frecuencia tenemos la medición de la capacitancia (C) y factor de disipación (tan δ) como función de la frecuencia. Los parámetros usados para describir un material aislante lineal, homogéneo e isotrópico en el dominio del tiempo son: la componente de la permitividad relativa a alta frecuencia , conductividad DC , y la función de respuesta dieléctrica f(t) y en el dominio de la frecuencia están la permitividad relativa compleja o la susceptibilidad compleja .Para hacer fiable el diagnostico es importante comprender como cada técnica de diagnostico puede caracterizar un sistema de aislamiento de alto voltaje en la respuesta dieléctrica del aislante. Además, es importante comprender la relación matemática entre cada método de diagnóstico y como los datos medidos pueden ser transformados de un método a otro.

2.2 MEDICIONES EN EL DOMINIO DEL TIEMPO - CORRIENTE DE POLARIZACIÓN

Y DESPOLARIZACIÓN (PDC)

La medida de la corriente de polarización y despolarización es una manera en el dominio del tiempo de investigar los procesos de polarización


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lenta. Asumiendo que el objeto de prueba está totalmente descargado y que cuando un escalón de voltaje Uo es aplicado en un tiempo t = t o = 0 (etapa de carga), la corriente de polarización a través del objeto de prueba con capacitancia geométrica Co, puede ser expresada como:

o

o

dco Etft

Atitj

++== ∞ )()()()( δε

εσ

ε [A/m2]

Recordando que:

dEU o

o = &

dAC oo ε= se

deduce que la corriente de polarización está dada como:

++= ∞ )()()( tftUCti

o

dcoop δε

εσ

[Amperio] (1)

Donde )(tδ es la función delta originada de la derivada del escalón de voltaje aplicado en t = 0. Básicamente la corriente de polarización está conformada por dos partes.

Una parte está relacionada con la conductividad del objeto de prueba y la otra parte está relacionada con la activación de los diferentes procesos de polarización (es decir procesos de polarización rápida y lenta) dentro del objeto de prueba.

En materiales dieléctricos empleados como aislantes de alta tensión existen diferentes procesos de polarización los cuales presentan diferentes constantes de tiempo ampliamente distribuidos en el tiempo.

Cuando se aplica y quita el escalón de voltaje en un tiempo t1 e inmediatamente el objeto de prueba es cortocircuitado (etapa de descarga), se genera un flujo de corriente de despolarización. Esta corriente se genera por la relajación del proceso polarización activado por el escalón de voltaje. La corriente de despolarización esta expresada como:

( ))()()()( 1ttftftUCti ood +−+−= ∞δε[A] (2)

También puede ser expresada esta corriente de despolarización para tiempos t > t1 como:

( ))()()()( 11 tfttfttUCti ood −−+−−= ∞δε [A] (3)

Donde )( 1tt −δ es la función delta originada en el cortocircuito en t = t1 (equivalente a una aplicación de un impulso de voltaje negativo).

Figura 1. Corriente de polarización y despolarización cuando es aplicado un escalón

de voltaje en to hasta t1. (Fuente: Dielectric Response Measurements…,

Sumereder C. and Muhr M.)

En la Figura 1 se presenta una ilustración para la corriente de polarización y despolarización cuando se aplica un escalón de voltaje en to hasta t1, a partir del cual se cortocircuita.

En la Figura 2 se presenta una medida de la corriente de polarización y despolarización a Uo = 3 kV para un objeto aislado en aceite y papel, la cual presenta una capacitancia geométrica de Co = 144 pF, ambas medidas son graficadas contra el tiempo para periodos de carga y descarga de t = 105 segundos. Las corrientes han sido normalizadas por Uo Co (es decir que han sido divididas por Uo Co), para que los


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resultados sean comparables con otros sistemas de aislamiento de diferentes voltajes de carga y geometría.

Las pendientes de las corrientes que se observan en la Figura 2 en escala log-log son indicadores moderados sobre la dependencia del tiempo. Sin embargo de la figura anterior se observa, que existen dos puntos de interrupción (es decir cambios), el primero está alrededor de los 10 segundos y el segundo esta alrededor de los 2000 segundos, donde los cambios de las pendientes indican un cambio en el proceso de polarización. Alrededor de los 6000 segundos hay una división entre la corriente de polarización y despolarización lo que indica que la corriente de conducción DC comienza a ser dominante sobre la corriente de polarización.

Figura 2. Corrientes de polarización y despolarización de un objeto aislado en aceite y papel, divididas por la capacitancia geométrica

Co y el voltaje de carga Uo. (Fuente: Dielectric Response Methods…, CIGRE

Report TF D1.01.09).

Es posible estimar la función de respuesta dieléctrica f(t), desde la corriente de polarización )(ti p ecuación (2) y la corriente de despolarización )(tid ecuación (3). Como la función de respuesta dieléctrica es una función continuamente decreciente en el tiempo, si se considera un periodo de tiempo para la polarización del objeto de prueba suficientemente largo t1 de tal manera que

f(t+t1) ≈ 0, se puede determinar la función de respuesta dieléctrica a partir de la ecuación (3) y ser aproximadamente igual a:

oo

d

UCti

tf)(

)( −≈ (4)

Esto es probablemente una manera fácil de determinar la función de respuesta dieléctrica, pero desde un punto de vista de medida toma mucho tiempo hacer que t1 sea suficientemente largo, pero esta forma de determinar f(t) no debe ser despreciada. Para ello existe una regla aproximada, la cual indica que el objeto de prueba debería ser cargado por lo menos de 5 a 10 veces con tal de que en el tiempo de medición de la corriente de despolarización se llegue a conseguir una corriente de despolarización que sea proporcional a la función de respuesta dieléctrica.

También es posible estimar la conductividad DC

dcσ del objeto de prueba, desde las medidas de las corrientes de polarización y despolarización a partir de la ecuación (3). Si el objeto de prueba es cargado hasta un tiempo t1, la conductividad DC

dcσ puede ser expresada como:

( ) )()()( 1ttftitiUC odp

oo

odc +−+= ε

εσ

[S/m] (5)

No debe olvidarse que al hacer uso de la ecuación (5), para estimar la conductividad del objeto de prueba, los valores de la corriente de despolarización son negativos.

A veces puede resultar muy difícil en materiales dieléctricos distinguir entre la verdadera conducción DC y los diferentes tipos de mecanismos de polarización lenta o retardada. Por lo que es importante realizar que el objeto de prueba debe ser cargado hasta que el efecto de la función de respuesta dieléctrica haya desaparecido, es decir que )( 1ttf + << odc εσ , esto para conseguir la verdadera conductividad DC del objeto de prueba.


37

La manera de interpretar una medida PDC (demostrado experimentalmente) es la siguiente: la corriente de polarización y despolarización a grandes tiempos (es decir la parte final) de un sistema de aislamiento conformado de aceite y papel, como en el caso de los transformadores es sensible al contenido de humedad en el papel aislante, es decir que un elevada conductividad/humedad del papel aislante tiende a incrementar la magnitud de la corriente de polarización y despolarización a grandes tiempos.

Por lo que calculando la conductividad del papel a partir de la corriente de polarización y despolarización usando la ecuación (5) es un buen indicador del contenido de humedad en el papel aislante.

Así mismo, la parte inicial de la corriente de polarización y despolarización es sensible a la conductividad del aceite, por lo que un incremento en la conductividad/humedad del aceite tiende a incrementar la magnitud de la corriente de polarización y despolarización durante el periodo inicial, igualmente se puede calcular la conductividad del aceite usando la ecuación (5).

La Figura 3 muestra los efectos de la conductividad del aceite y humedad del papel/celulosa en la medida de la corriente de polarización de despolarización (PDC).

Figura 3. Influencia del contenido de humedad en el papel (celulosa) y la conductividad del

aceite en las curvas PDC. (Fuente: Improved Moisture Analysis…, Maik

Koch)

2.2 MEDIDAS EN EL DOMINIO DE LA FRECUENCIA

Una técnica equivalente en el dominio de la frecuencia para investigar la parte de la polarización retardada, es la medida de la respuesta desde una excitación sinusoidal. Al aplicar un voltaje sinusoidal AC a través de un objeto de prueba da como resultado una corriente AC como se muestra en la Figura 4, la frecuencia del voltaje sinusoidal va variando desde una frecuencia alta hasta una baja, resultando que la fase entre la corriente y el voltaje cambie en cada frecuencia. A través de la medida de la corriente y voltaje podemos determinar el llamado factor de potencia FP o el factor de disipación FD (tan δ). Si se considera una excitación sinusoidal, la corriente resultante puede expresarse como:

)()()()( ''' ωωχωεσ

ωχεωω A

resistiva parte

o

dc

capacitiva parte

oM UiCiI

⋅

+−+= ∞

[A]

( ) )()()()( ''' ωωεωεωω AoM UiCiI

⋅−=

[A] (6)

Figura 4. Medida del voltaje y corriente con la variación de la frecuencia, para la

espectroscopia en el dominio de la frecuencia. (Fuente: Dielectric Response Measurements…,

Sumereder C. and Muhr M.).

En base a la ecuación (6) se puede determinar la permitividad relativa compleja a la frecuencia del campo aplicado. Es importante recordar que la parte imaginaria de la permitividad relativa compleja ωε ('' ) (parte de pérdidas), contiene a las pérdidas resistivas (conducción) y a las


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pérdidas dieléctricas (polarización). Cuando se realizan medidas a una frecuencia arbitraria no es posible separar estos dos componentes (pérdidas de conducción y polarización). Sin embargo las pérdidas resistivas son frecuentemente dominantes a frecuencias muy bajas. El comportamiento de la permitividad relativa compleja cuando las pérdidas resistivas son dominantes, presenta una parte imaginaria )('' ωε con una pendiente 1−ω y la parte real )(' ωε es una constante. Por consiguiente es posible determinar la conductividad del objeto de prueba a partir de la medida de la parte imaginaria de la permitividad relativa compleja. Otra manera de presentar la información medida es estudiar la relación de la dependencia con la frecuencia entre la parte imaginaria y real de la permitividad relativa compleja, conocida como factor de pérdidas (factor de disipación, tangente delta).

)()()( '

''

ωεωεωδ =tg (7)

Una ventaja practica del uso de la δtg es su independiente de la geometría del objeto a una determinada frecuencia. Esto hace posible estudiar los parámetros cuando la geometría del objeto de prueba es desconocida, como ocurre en la mayoría de los casos. Sin embargo cuando la geometría es conocida, la parte real e imaginaria de la permitividad relativa compleja, proporcionan separadamente más información sobre el objeto de prueba como ser la conductividad

dcσ , la componente de la permitividad relativa a alta frecuencia

∞ε y la susceptibilidad dieléctrica )(ωχ . Es por eso que a veces es más fácil interpretar los datos en el dominio de la frecuencia que los datos en el dominio del tiempo.

La interpretación del factor de disipación (tan δ) para el sistema aislamiento de un transformador consistente de papel y aceite, representado contra la frecuencia muestra una curva típica en forma de “S”, para una escala log - log. Con el aumento de la humedad, la temperatura o el envejecimiento, la curva se desplaza hacia frecuencias más elevadas. La humedad en la

celulosa influye principalmente sobre las áreas de alta y baja frecuencia, particularmente la humedad influye en las partes de baja frecuencia y cualquier cambio en alta frecuencia ocurre solamente para altos contenidos de humedad. La parte central de la curva con el elevado gradiente (pendiente) refleja la conductividad del aceite. Las condiciones geométricas del aislamiento determinan la “sobre-elevación” hacia el lado izquierdo del elevado gradiente como se presenta en la Figura 5.

En muchas ocasiones también se suele graficar la parte real de la permitividad relativa compleja ε’ o su capacitancia C’ asociada al objeto de prueba y la parte imaginaria de la permitividad relativa compleja ε’’ o su capacitancia C’’ asociada, en lugar del factor de disipación.

Figura 5. Esquema de interpretación del factor de disipación en el dominio de la frecuencia, la curva proporciona la separación entre la influencia de la humedad, envejecimiento, conductividad del aceite y geometría del

aislamiento. (Fuente: Improved Moisture Analysis…, Maik

Koch)

3. COMPORTAMIENTO DIELÉCTRICO DEL SISTEMA CELULOSA Y ACEITE

Para comprender el comportamiento de todo el sistema de aislamiento de un transformador, consistente de aceite y celulosa (comúnmente cartón y papel), es necesaria la información de las propiedades dieléctricas de sus componentes.


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Los procedimientos de medida que se mencionaron anteriormente nos permiten determinar estas propiedades.

Las características eléctricas de un cartón no-impregnado, tal como los resultados de permitividad, pérdidas dieléctricas y conductividad, esencialmente determinan el desempeño del producto final, es decir el cartón impregnado.

La estructura de un cartón no-impregnado puede ser considerada como una combinación de aire y fibras de celulosa. En escala microscópica, es una malla consistente de un número infinito de pequeños canales y filamentos teniendo notables propiedades capilares. Tal estructura posee la gran habilidad de absorber líquidos y gases. Por consiguiente, el secado del cartón bajo las condiciones más buenas todavía contiene pequeñas cantidades de agua en forma de capas muy delgadas o capas adjuntas a la superficie de las fibras de celulosa.

Estas capas pueden ser consideradas como trayectorias conductivas, la cual contribuyen al incremento de la conductividad y pérdidas dieléctricas. Si el cartón impregnado o el no impregnado son expuestos al aire del ambiente, estos tienden a absorber agua de este, como la celulosa es un polímero (es decir molécula que se repite) lineal cuyo monómero es la glucosa, la celulosa es de naturaleza higroscópica (es decir absorben y liberan humedad). Dependiendo de la humedad del aire a al cual el cartón o papel están expuestos, el contenido de agua que absorbe puede alcanzar varios porcentajes en peso.

La humedad en el papel no impregnado no tiene mucha influencia en la estructura química del mismo papel, a menos que el proceso de envejecimiento esté involucrado, pero afecta notablemente a la plasticidad del papel y por ello en sus propiedades dieléctricas.

Las pérdidas dieléctricas de un papel seco pueden ser completamente consideradas por la absorción del dieléctrico. Con bajos contenidos de humedad la existencia de trayectorias iónicas

través de la pared del papel son muy pocas, por lo que la conducción es muy baja. El incrementando de la humedad da origen a un número adicional de trayectorias iónicas que van de electrodo a electrodo resultando en una alta conducción.

La permitividad relativa de la celulosa pura a una temperatura de 20 ºC es 5,6 mientras que la permitividad del papel seco varia en el rango de 1,5 a 3,5, en cambio para el cartón seco impregnado en aceite está entre 3,1 y 4,5 a 20 ºC, dependiendo de la densidad del cartón. El factor de pérdidas de un cartón seco no impregnado medida a 50 Hz esta cerca de 0,003 y 0,004 y es principalmente debido a la absorción del dieléctrico. El cartón en estado seco presenta altos valores de resistividad, que se encuentra entre 1013 y 1015 [Ωm]. Sin embargo debe tenerse en cuenta, que todos los valores no son solamente dependientes de la densidad del papel o cartón, sino también del origen, procesamiento y fabricación de la celulosa y de sus productos.

Contrario a la celulosa, el aceite mineral presenta muy baja afinidad hacia el agua. La habilidad del aceite para absorber agua depende de la temperatura, estructura química y contaminación mecánica, especialmente por fibras de celulosa. Los aceites nafténicos y parafínicos absorben menos cantidad de agua que los aromáticos. El agua en el aceite está presente en tres estados que son: libre, disuelto y suspensión. Sin embargo el exceso de agua más allá de su límite de solubilidad va acompañado de una reducción de la rigidez dieléctrica.

Las pérdidas dieléctricas en el aceite mineral se deben principalmente a su conducción iónica. Adicionalmente las moléculas polares (por ejemplo el agua), compuestos iónicos (ácidos y productos del envejecimiento) así como contaminantes mecánicos incrementan grandemente la conducción del aceite y por consiguiente las pérdidas dieléctricas. Este incremento en la conductividad es despreciable para contenidos de agua de hasta 20 ppm. La conductividad y el factor de pérdidas dieléctricas a la frecuencia del sistema son también dependientes de la intensidad del


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campo en una manera no lineal. A la frecuencia del sistema el valor de la permitividad relativa del aceite es 2,2≈ε y su conductividad DC (

dcσ ) puede simplemente describir su respuesta dieléctrica. Es importante tener en cuenta que la conductividad del aceite varía ampliamente, dependiendo del contenido de diferentes productos contaminantes y por consiguiente influenciar significantemente la respuesta dieléctrica de todo el sistema de aislamiento.

4. SIMULACIóN DE RESpUESTA DIELÉCTRICA EN AISLAMIENTOS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Para realizar una estimación precisa de la humedad del aislamiento de un transformador consistente de papel y aceite, se necesitan una serie de datos que contengan información sobre sus propiedades dieléctricas

∞ε , dcσ y f(t), o

bien las características del material (aceites y cartón impregnado) a diferentes contenidos de humedad. Esta información es necesaria para calcular la respuesta dieléctrica de un aislante compuesto y para compararla con los resultados obtenidos en las medidas.

Es importante tener en cuenta que dependiendo del acoplamiento de los devanados, las diferentes combinaciones del aislamiento influencian en la medida. Por consiguiente, también es necesaria la información sobre el diseño geométrico del aislante del transformador. En la Figura 6 se representa una típica configuración sobre el devanado para una sola fase de un transformador de potencia.

Cuando se realiza la medición de las corrientes, ya sea en el dominio de la frecuencia (FDS) o el tiempo (PDC), el instrumento sensor de la corriente típicamente está acoplado o conectado al devanado de bajo voltaje (Devanado A de la Figura 6) y el suministro de voltaje está conectado al devanado de alto voltaje (Devanado B de la Figura 6). En el caso más simple la parte del transformador que es “visto” por el instrumento, está conformada solamente por el conducto (canal) principal entre el devanado de alto y bajo voltaje, conducto A-B. Por otro lado el conducto B-C para el devanado terciario (Devanado C) no es “visto” por el instrumento.

Figura 6. Diagrama esquemático de la configuración del devanado para un

transformador de potencia. (Fuente: Dielectric Response Methods…, CIGRE

Report TF D1.01.09).

Para un transformador tipo núcleo la capacitancia geométrica oC , se estima como la capacitancia entre los dos cilindros concéntricos.

( )AB

oo rr

hClog

2 ⋅⋅=

πε [Faradio] (8)

Donde h es la altura promedio del devanado, rA y rB son respectivamente los radios interno y externo del aislamiento entre los devanados. En la práctica, la capacitancia geométrica se estima por la medición de la capacitancia entre los electrodos (en este caso los bobinados) a la frecuencia de la red y dividida por la permitividad efectiva de la combinación de materiales del sistema de aislamiento.

Para un transformador tipo acorazado, se requiere un poco mas de trabajo para calcular la capacitancia geométrica

oC , sin embargo para


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aquéllos que están familiarizados con los diseños del tipo acorazado esto no representa una mayor dificultad.

En un transformador tipo núcleo el aislamiento principal consiste normalmente de varias capas cilíndricas de barreras de cartón, separadas por espaciadores axiales, como se ilustra en la Figura 7.

Figura 7. Sección de un conducto de

aislamiento de un transformador de potencia con barreras y espaciadores, vista desde arriba.

(Fuente: Dielectric Response Methods…, CIGRE Report TF D1.01.09).

Figura 8. Representación esquemática del

contenido de barrera y la cobertura del espaciador en el conducto del aislamiento,

modelo XY. (Fuente: Reliability and Influences on Dielectric

Diagnostic…, Maik Koch. Kurt Feser).

Para propósitos de modelado es suficiente representar la estructura del aislamiento por una cantidad relativa de espaciadores y barreras

en el conducto como se muestra en la Figura 8. Definiendo un parámetro X como la razón entre la suma de todo el espesor de todas las barreras en el conducto, colocadas (amontonadas) juntas y el ancho del conducto. La cobertura del espaciador Y, está definida como el ancho total de todos los espaciadores dividida por la longitud total de la periferia (perímetro) del conducto. Este modelo del conducto del aislamiento del transformador también es conocido como modelo XY.

El rango de la cantidad relativa de barrera X está típicamente entre 0,15 a 0,5. La cobertura relativa del espaciador Y está típicamente entre 0,15 a 0,25.

Desde los datos de las propiedades del material y la geometría del sistema compuesto, se derivan las respuestas del PDC, RVM y FDS.

En el dominio del tiempo (métodos PDC y RVM), el cálculo está basado en la conocida función de respuesta f(t) y su dependencia con la temperatura y humedad. En el dominio de la frecuencia (método FDS), la permitividad dieléctrica del conducto de aislamiento

ductε está calculado como:

barreraaceitebarreraespaciador

conducto XXY

XXYT

εεεε

ωε+

−−

++

−=

11

1),(

(9)

Donde la permitividad del aceite, espaciadores y barreras son también cantidades complejas dependientes de la frecuencia, temperatura y humedad. Como las barreras y espaciadores del conducto de aislamiento están conformados de cartón (celulosa), las permitividades relativas complejas de las barreras y espaciadores son iguales por lo que la ecuación (9) se reduce a la ecuación (10). Generalmente se emplea como permitividad relativa compleja del aceite la ecuación (11).

cartón

cartónaceite

conducto YXX

YT ε

εε

ωε ⋅++

−−

=1

1),((10)


42

ωεσ

εo

aceiteaceite j−= 2,2 (11)

Donde: σaceite es la conductividad del aceite y ω es la frecuencia angular.

CONCLUSIONES

• Se ha comprobado experimentalmente que la respuesta dieléctrica ofrece una manera muy buena de evaluar el contenido de humedad y el estado del sistema de aislamiento.

• La respuesta dieléctrica engloba los procesos de polarización lenta o retardada (en el dominio del tiempo) debido a los dipolos (por ejemplo el agua) y la permitividad relativa compleja (en el dominio de la frecuencia) de un sistema de aislamiento.

• La respuesta dieléctrica en el dominio de la frecuencia, si cambia la permitividad compleja es porque la respuesta dieléctrica así lo hace.

• Cada sistema de aislamiento en cualquier transformador tiene una determinada respuesta dieléctrica, la cual es única y se encuentra en función del contenido de agua, grado de envejecimiento del papel y aceite, geometría interna, conductividad y temperatura del sistema al momento de la medición.

• Existen distintas maneras de interpretar los resultados de la respuesta dieléctrica como es el caso del factor de disipación o tan δ. Su principal ventaja está en que no se necesita extraer muestras del sistema de aislamiento, sino simplemente aplicar una señal continua (para una técnica PDC) o una señal alterna (para técnica FDS) al sistema de aislamiento u objeto de prueba, tampoco necesita establecer condiciones o suposiciones como es el caso de las curvas de equilibrio.

• La medición de respuesta dieléctrica en TDE se encuentra en fase experimental, constituyendo un avance tecnológico importante en el diagnóstico de transformadores y reactores de potencia. Hasta el momento se han realizado pruebas en el 50% de los equipos propiedad de la empresa y los resultados obtenidos se han contrastado con los de laboratorio de aceites, los resultados son excelentes.

BIBLIOGRAFíA

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15. Sumereder C. and Muhr M. “Dielectric Response Measurements at High Voltage Bushings”, 2008 International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis, Beijing, China, April 21-24, 2008.

16. Juan Carlos Cañadas Lorenzo “Estudio del Efecto de la Cristalización Fría y del Envejecimiento Físico en las Relajaciones de los Polímeros Mediante la Técnica de Corrientes Estimuladas Térmicamente”, Universitat Politècnica de Catalunya Departament de Física i Enginyeria Nuclear Grup de Propietats Elèctriques dels Materials Aïllants.

17. Dielectric Response Analyzer “Dirana”, OMICRON.

18. Jarosław Gielniak, Marek Ossowski “Dielectric Response of Oil-Paper Insulation Systems of Large Moisture and Temperatura Inhomogeneity”, Proceedings of the XIVth International Symposium on High Voltage Engineering, Tsinghua University, Beijing, China, August 25-29, 2005.

19. Nathaniel Taylor “Diagnostics of Stator Insulation by Dielectric Response and Variable Frequency Partial Discharge Measurements”, Licentiate Thesis Stockholm, Sweden 2006. KTH Electrical Engineering.

20. T. K. Saha Senior Member, P. Purkait Member, Z. T. Yao member IEEE “Condition Monitoring of Transformer Insulation by Polarisation and Depolarisation Current Measurements”, School of Information Technology and Electrical engineering, University of Queensland, Brisbane, QLD – 4072, Australia.

21. T. Leibfried * and A. J. Kachler, W. S. Zaengl, V. Der Houhanessian “Ageing and Moisture Analysis of Power Transformer Insulation Systems”, CIGRE 12-101 Session 2002.

22. Krzysztof Walczak, Andrzej Graczkowski,

Jaroslaw Gielniak, S. Gubanski, Hanna Moscicka-Grzesiak “Assessment of Insulation State of Power Transformer After 35 Years of Operation Using Different Diagnostic Methods”, Proceedings of the XIVth International Symposium on High Voltage Engineering, Tsinghua University, Beijing, China, August 25-29, 2005.

23. Munguía Aguilar Horacio, Arellano Tánori Oscar “Medidor de la Permitividad Dieléctrica Compleja de Líquidos en el Rango de Audiofrecuencia”, Departamento de Física Universidad de Sonora.

24. S. Birlasekaran and Yu Xingzhou “Relaxation Studies on Power Equipment”, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation Vol. 10, No. 6; December 2003.

25. W. Bassi, H.A.P.Silva, C.A. Galdeano, J.H.C. Hossri “Moisture assessment for power transformers using PDC and drying-out processes evaluation”.

26. S.M. Gubanski1, J. Blennow, I. Karlsson, K. Feser, S. Tenbohlen3, C. Neumann, H. Moscicka-Grzesiak, A. Filipowski, l. Tatarski “Reliable Diagnostics of HV Transformer Insulation for Safety Assurance of Power Transmission System”, REDIATOOL - a European Research Project, D1-207 CIGRE 2006.

27. DIRANA “Application Guide Measuring and Analyzing the Dielectric Response of a Power Transformer”, OMICRON, June 2008.

28. Dr. Maik Koch, Dr. Michael Krüger “Measuring and analyzing the dielectric response of power transformers”, OMICRON, Austria.

29. Dr. Maik Koch, University Stuttgart, Germany “Moisture Determination by Improved Onsite Diagnostics”, Transformer Workshop, October 2007.

30. Tapan K. Saha, Prithwiraj Purkait and Frank Müller “Deriving an Equivalent Circuit of Tranformers Insulation for Understanding the Dielectric Response Measurements”, IEEE Trnasactions on Power delivery, Vol. 20, No. 1, January 2005.

31. Mario Scala, Siemens Transformers Australia “Type Moisture Assessment in Transformers Including Overloading Limits”, A2-202 CIGRE 2008.

32. Tapan K. Saha, Prithwiraj Purkait and Frank Müller “Investigation of an Expert System for the Condition Assessment of transformer


44

Insulation Based on Dielectric Response Measurements”, IEEE Trnasactions on Power delivery, Vol. 19, No. 3, July 2004.

33. DIRANA “Dielectric Response Analyzer for Insulation Diagnosis”, User Manual, OMICRON.

Marcelo Hinojosa Torricoo Formación académica:

• Ingeniero Eléctrico – Sistemas de Potencia (UMSS)• Maestría en Gerencia Técnica Empresarial (UMSS)• Especialidad en Ingeniería de Mantenimiento (UMSS – CEIM Cuba)• Diplomado en Técnicas de Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica (UPB)

o Ámbito de trabajo en Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica.o Áreas de Mantenimiento, Operación, Comercial, Regulatoria, Diseño y Consultoría.o Amplia experiencia de trabajo en Bolivia, Perú y España.o Amplia experiencia docente Pre y Post Grado.o Certificación Nivel I Termografía - “Asociación Internacional de Termógrafos”.o Intensa participación en eventos de formación y actualización – CIGRE, IEEE y ASBOMAN.o Actual Responsable Unidad de Mantenimiento de Subestaciones parte de la Gerencia de Mantenimiento de T.D.E. S.A.o Encargado Laboratorio de Aceites T.D.E. S.A.

AUTOR

El:

Por el Auspicio a las VII Jornadas de Ingeniería Eléctrica, Realizado en el Hotel Radisson – Salón Tiahuanaco los días 26 y 27 de Julio del 2012



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Los accionamientos todo en uno de ABB convierten en inteligentes las bombas del sector del agua.

SANNA-KAISA EHANTO – El cambio climático, el aumento de la demanda de agua debido

a la urbanización en todo el mundo y las obligaciones legales que impone la directiva marco del agua de la UE convierten el sector del agua en un mercado atractivo para tecnologías que contribuyan a reducir los costes y los efectos del cambio climático. En este escenario aumenta

BOMBEO INTELIGENTE

ELECTRORED BOLIVIA - FUENTE ABB

Imagen del títuloMover el agua puede parecer una tarea monótona y rutinaria. La idea es engañosa: el sector actual del agua se orienta hacia tecnologías avanzadas, como el accionamiento de velocidad variable ABB ACQ810 que aparece aquí, para reducir el coste de propiedad y mitigar los efectos del cambio climático.


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la demanda de equipos inteligentes de control de procesos en todos los aspectos de la industria del agua. Los fabricantes de accionamientos de velocidad variable (VSD) están a la cabeza de estos avances. Las funcionalidades requeridas de los VSD son numerosas e incluyen mayor conectividad, menor consumo de energía, tiempos mínimos de parada y unas prestaciones que eviten problemas reales y que reaccionen de forma inteligente ante ellos, preferiblemente antes de que causen daños.

E l uso creciente de VSD, especialmente de unidades inteligentes para el control de bombas, representa un cambio importante sobre las prácticas normales de trabajo de utilizar válvulas de estrangulamiento para variar el caudal. Con su bajo consumo de energía y sus reducidos costes de mantenimiento, el coste total del ciclo de vida de un sistema de bombeo controlado mediante VSD puede ser significativamente menor que con la tecnología de bombeo tradicional.

Otras ventajas del VSD son los arranques y cambios de producción más suaves, un control más preciso durante el funcionamiento continuo y un diagnóstico más rápido de posibles problemas en el sistema antes de que pudieran verse afectados negativamente la calidad del producto o el funcionamiento del proceso.

La aparición de las bombas inteligentes es un paso fundamental en la evolución de la gestión del proceso. Con inteligencia incorporada, los VSD pueden proporcionar control de bombas, supervisión del estado de las mismas, protección y las ventajas tradicionales de ahorro energético

1.

LIMPIEZA DE LA BOMBA

Considérese, por ejemplo la función antiatascos o antiobstrucción que ahora se cuentra en

varios VSD. Un problema que las compañías de aguas vienen sufriendo desde hace tiempo es el atasco de los álabes de las bombas por restos de trapos, lo que consume miles de horas de mantenimiento en las estaciones de bombeo y en las plantas de tratamiento de aguas residuales en todo el mundo.

Eliminar manualmente el problema es una tarea cara y desagradable que requiere un equipo de mantenimiento y con frecuencia una grúa.

El tiempo de parada puede prolongarse durante varios días, mientras que los sistemas de reserva están sometidos a una presión añadida. Un fallo total del sistema puede causar vertidos, con las consiguientes repercusiones medioambientales y de salud humana, así como de costes de limpieza y aspectos legales.

La función antiatascos evita que se obstruyan las bombas y las conducciones llevando a cabo una secuencia de giros en sentido directo e inverso de la bomba para limpiar el impulsor.

La compañía Severn Trent Water (STW) del Reino Unido ha sido una de las primeras en adoptar esta tecnología y como consecuencia ha ahorrado anualmente miles de euros en mantenimiento de las bombas.

1 Resumen de las ventajas del VSD en diversos puntos de funcionamiento del motor


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La compañía instaló cuatro bombas sumergibles de aguas residuales en la planta de tratamientode agua de Worcester, bombeando aguas residuales sin tratar desde un nuevo pozo, pero experimentó numerosos bloqueos en las bombas producidos por restos de trapos que se adherían al impulsor. ABB sugirió la instalación de su software antiatascos.

El ciclo de limpieza, que se ejecuta en unos minutos, retira los restos del exterior de la voluta de la bomba, evitando que penetren en la misma y bloqueándolos cuando la bomba acelera desde cero hasta su velocidad nominal de funcionamiento.

Después de la instalación, STW no ha experimentado ni un solo bloqueo de las bombas de aguas residuales.

ACCIONAMIENTOS ESPECíFICOS PARA BOMBAS

Pero no sólo desatascando impulsores puede la más reciente tecnología de accionamientos inteligentes mejorar el ciclo de vida de

una bomba. De hecho, ABB ha identificado varios requisitos específicos de las bombas agrupándolos en un producto que denomina “módulo de accionamiento industrial de ABB para aplicaciones de agua y de aguas residuales”, ACQ810.

La idea de los accionamientos específicos para cada aplicación es algo que IMS Research, una de las principales empresas de investigación de mercado, ha identificado como una tendencia creciente. Con estos accionamientos, el usuario puede reducir sus costes totales mediante

tiempos de arranque más cortos, menores costes de integración y mayor productividad de la máquina. IMS Research estima que el uso de accionamientos de CA de baja tensión en el mercado mundial del agua y las aguas residuales crecerá desde 448 millones de dólares en 2010 hasta 760 millones en 2014.

“Por estas razones ABB ha diseñado especialmente un accionamiento para satisfacer las urgentes necesidades de control del par cuadrado de control de bombas para sistemas de una y de varias bombas,”,

afirma Johanna Johansson, jefe de producto de accionamientos.

“Las bombas son con mucho la mayor área de aplicación de accionamientos de velocidad variable. Y todas estas bombas tienen necesidades específicas que van desde el cálculo del caudal hasta el control del nivel, todas las cuales se pueden satisfacer con el software más reciente disponible en la actualidad. Las funciones de los accionamientos específicas de las bombas disminuyen el coste del ciclo de vida de los sistemas de bombeo, ayudando así a ahorrar

2 Consumo de energía para distintos métodos de control

Después de la instalación, STW no ha experimentado ni un solo bloqueo de las

bombas de aguas residuales.


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tiempo y dinero, aumentan espectacularmente la eficiencia energética y reducen las emisiones de dióxido de carbono”.

Algunas de las aplicaciones que pueden beneficiarse ahora del control inteligente de las bombas son las estaciones de bombeo de agua, muchas de las cuales demandan, además de la función antiatasco mencionada anteriormente, funciones de control del nivel y priorización de bombas.

CONTROL DEL NIVEL

El control del nivel está diseñado para comprobar el llenado o vaciado de los depósitos de almacenamiento que contienen aguas residuales o aguas pluviales contaminadas con suciedad, gravilla, basura y otros residuos.

Esta función intenta evitar la acumulación de sedimentos en las paredes del depósito variando aleatoriamente el nivel de la superficie dentro de un intervalo predefinido. Además, un arranque brusco y rápido crea un efecto descarga, evitando así bloqueos, al tiempo que se reduce al mínimo el consumo de energía al hacer funcionar las bombas dentro de un área de trabajo favorable.

PRIORIDAD DE LAS BOMBAS

La priorización de las bombas programa el funcionamiento de las mismas para facilitar la planificación del mantenimiento. Está pensada para sistemas cuya tasa de consumo varía con la demanda. Por ejemplo, el accionamiento puede programarse para hacer funcionar las bombas de mayor capacidad durante el día y las más pequeñas por la noche. Así se permite una mejorplanificación del mantenimiento y se puede aumentar en gran medida la eficiencia energética al hacer funcionar las bombas más cerca de su punto de máximo rendimiento.

AHORRO DE ENERGíA

El ahorro de energía es la razón fundamental del uso de VSD en los sistemas de bombeo. En

general, los costes del ciclo de vida de un sistema de bombeo dependen del intervalo de potencia y de su tiempo de vida en servicio. Sin embargo, los costes típicos para sistemas de bombeo de entre 50 y 100 kW se repartirán entre consumo de energía (70–80 por ciento) y mantenimiento (20–30 por ciento).

A lo largo de un período de 20 años, los costes sumados de energía y de mantenimiento superan en 10 veces el precio inicial de compra de la bomba. Estos costes de explotación se reducen drásticamente mediante mejoras de rendimiento.

Dos causas usuales de la disminución del rendimiento del sistema de bombeo son las bombas sobredimensionadas y las válvulas de estrangulamiento. Un mal rendimiento de la bomba puede traducirse en tiempos de parada, daños colaterales a los equipos y elevados costes de mantenimiento.

En los sistemas de bombeo controlados mediante VSD es posible también hacer funcionar la bomba a velocidades de rotación superiores a la nominal. Normalmente el motor está diseñado para funcionar en un intervalo de potencias más alto. Esto permite hacer funcionar la misma bomba controlada por VSD en un intervalo de potencias más alto en comparación con una bomba controlada por arranque-parada.

Este modo de funcionamiento permite utilizar una bomba con menor potencia nominal, lo que reduce también el coste de la inversión inicial. Esto es válido para situaciones en las que los caudales máximos se producen de vez en cuando

2.

Las ventajas de ahorro de energía que proporcionan los VSD están bien documentadas, pudiendo alcanzarse fácilmente ahorros de entre el 20 y el 60 por ciento en las aplicaciones de bombas controladas por velocidad. Ahora, como parte de la inteligencia incorporada al accionamiento, los fabricantes están incluyendo funciones como un optimizador de energía, que mejora la eficiencia energética total del sistema de bombeo.

El ahorro energético y la reducción de los costes de mantenimiento son las principales razones

del uso de VSD en los sistemas de bombeo.


53

El seguimiento de todo este ahorro energético es posible gracias a los contadores de energía incorporados que indican cuánta energía se ha utilizado y ahorrado en kWh, en dinero (en dólares o en euros) o en volumen de emisiones de CO2.

CONTROL DE PRESIÓN Y CAUDAL

El uso de VSD para controlar la presión y el caudal mejora la gestión del caudal, reduce al mínimo el mantenimiento y disminuye las necesidades de energía eléctrica.

Por ejemplo, una estación de compresión alimenta directamente el sistema de distribución y mantiene una presión constante en las tuberías.

Con un suave control por VSD no hay golpes de ariete que provoquen ruidos, erosiones o pérdidas en las tuberías. Los VSD inteligentes también aumentan el tiempo de servicio. Los accionamientos en paralelo permiten al sistema funcionar con una redundancia del 100 por ciento. Si se produce una avería en una de las bombas, motores o accionamientos, los demás continuarán funcionando sin interrupción.

Las estaciones de bombeo están a menudo situadas en lugares apartados y las actividades de servicio pueden llevar algún tiempo. Con la redundancia, las estaciones de bombeo funcionan sin problemas con un tiempo de inactividad mínimo.

Además, el tiempo de funcionamiento de las bombas se puede controlar con la función de prioridad de las bombas (ver más arriba) para garantizar que el desgaste de las bombas sea el mismo.

Cuando varias bombas en paralelo funcionan conjuntamente y el caudal necesario varía, una función denominada control multibombas mantiene estables las condiciones del proceso optimizando la velocidad y el número de bombas

necesarias. Esta función proporciona la forma de funcionamiento de las bombas en paralelo más eficiente desde el punto de vista energético.

DORMIR Y ARRANCAR

Otra función relacionada con la presión es la de “dormir y arrancar”.

Tradicionalmente, el control descentralizado normal PID puede dejar que la bomba funcione a velocidades demasiado bajas durante mucho tiempo. Esto puede provocar problemas mecánicos con determinados tipos de bombas y en general derroche de energía, ya que la mayoría de las bombas no generan caudales significativos a baja velocidad.

Sin embargo, una función de “dormir y arrancar” permite a la unidad irse a “dormir”, lo que significa que la salida del accionamiento se cierra y la bomba se para. Esto resulta muy adecuado para los sistemas de bombeo de agua limpia durante la noche, cuando disminuye el consumo de agua. Si la presión del sistema desciende por debajo de un nivel definido, esta función detecta una rotación lenta y acciona la bomba para aumentarla presión en la tubería o el nivel de agua en el depósito antes de parar.

Esto prolonga el tiempo de reposo de la bomba y por tanto ahorra energía. La presión se controla continuamente y la bomba volverá a arrancar cuando la presión caiga por debajo del nivel mínimo. Así se evitan también arranques y paradas innecesarios y se ayuda a mantener la circulación en las tuberías.

CáLCULO DEL CAUDAL

Otra característica ahora integrada en los accionamientos es el cálculo del caudal.

Esta prestación incorpora al accionamiento una función de caudalímetro que permite que el VSD vigile el volumen impulsado, sin necesidad de ningún otro elemento.

Esta función es útil en los sistemas que necesitan datos de caudal total correspondientes a un período de tiempo determinado.

Las ventajas de ahorro de energía de los VSD están bien documentadas, con ahorros del 20–60 por ciento fácilmente alcanzables.


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SUPERVISIÓN A DISTANCIA

Los accionamientos ABB se pueden conectar a todos los principales sistemas de automatización por medio de una conexión Ethernet o de una red inalámbrica GSM. Esto se consigue con un concepto exclusivo de pasarela entre sistemas de bus de campo y accionamientos. Un módulo de control a distancia ofrece un acceso sencillo al accionamiento a través de Internet, comunicando mediante un navegador web normal. El usuario puede crear una sala de control virtual donde haya un PC con conexión a Internet o mediante una simple conexión de marcación con módem. Esto permite efectuar a distancia las operaciones de supervisión, configuración, diagnóstico y, cuando sea necesario, control.

La supervisión a distancia proporciona un acceso sencillo a los sistemas de bombeo, incluso en lugares apartados, evitando así visitas innecesarias a las instalaciones, con el consiguiente ahorro de tiempo. Mediante el uso de adaptadores Ethernet, pueden enviarse independientemente datos de proceso, registros y mensajes de sucesos referentes a volúmenes bombeados, niveles de depósito y otras condiciones de funcionamiento.

RESUMEN

El módulo de accionamientos industriales de ABB para aplicaciones de agua y aguas residuales puede mejorar significativamente el ciclo de vida de una bomba. Con la posibilidad de un ahorro de energía de hasta un 60 por ciento, junto con menores emisiones de dióxido de carbono y la amortización de la inversión en muchas ocasiones en dos años, el futuro de los accionamientos inteligentes de velocidad variable es sin duda brillante.

FUENTE:Sanna-Kaisa Ehanto

ABB DrivesHelsinki, Finlandia

[email protected]

INFORMACIONES Y CONSULTASJavier Ponce SalazarDepartamento TécnicoCel.: [email protected] * electroredlp @electrored.com.boAv. I. de las muñecas N° 494, entre Pando y ViachaCentral piloto: (591-2) 2462046


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tanto están compuestos por varias partes, entre las que podemos citar.

REGULADOR DE CORRIENTE CONSTANTE, equipo que sirve para mantener constante la intensidad luminosa sin importar la carga, con el fin de otorgar una señal luminosa homogénea para la seguridad de las operaciones aéreas.

TRANSFORMADOR DE AISLACION, la función de este elemento es mantener la continuidad del circuito serie, de manera que la falla de cualquiera de las luminarias no afecte a la integridad de la instalación. Posee tres conectores, uno de ellos de tipo bi-pin que va conectado a la lámpara y los otros dos al circuito serie.

REFLECTORES, son los encargados de dirigir la luz emitida por las lámparas con cierto ángulo de acuerdo a las características de las lámparas, en algunos casos se utilizan refractores.

LAMPARA, fuente emisora de energía lumínica, por lo general son de tipo incandescente.

III. REGULADOR DE CORRIENTE CONSTANTE

Estos equipos están diseñados para que produzcan una salida a corriente constante que sea independiente de las variaciones de la carga del circuito y de la tensión de la fuente de alimentación.

Según la circular (Advisory Circular) de la Administración Federal de Aviación (FAA por sus siglas en inglés), AC 150/5345-10, los siguientes son los aspectos más importantes de un regulador:

Existen dos clases de Reguladores:Clase 1 - 6.6 A corriente de salida.Clase 2 - 20.0 A corriente de salida

AYUDAS VISUALES ILUMINADAS NUEVAS TECNOLOGIAS ( PARTE 1 )

Lic. Sergio Iván Barbosa Calderón

RESUMEN. El presente artículo describe uno de los avances tecnológicos aplicados a las ayudas visuales luminosas. Las mejoras en la eficiencia de la iluminación aeroportuaria se basan en la utilización de tecnología LED. Mucha de la información escrita fue obtenida a raíz de la participación en el Taller sobre Ayudas Visuales para la Navegación Aérea – Nuevas Tecnologías, realizado en Lima - Perú. En la parte de la Introducción se describirán los componentes de las ayudas visuales luminosas. Finalmente se describirá uno de los nuevos equipos de la empresa ADB con la última tecnología en suministro de energía como ser el APS (Advanced Power Supply).

I. INTRODUCCION

En el número 61 de la revista ELECTROMUNDO de Enero del 2011 (pag.87), en el articulo P.A.P.I. (Precision Approach Path Indicator), se habían dado los conceptos básicos de lo que son las ayudas visuales iluminadas. Dedicando un espacio bastante importante, y con gran detalle, al sistema Indicador de Precisión de Senda de Aproximación, PAPI por sus siglas en inglés. El sistema PAPI de última generación (descrito en el artículo mencionado) fue adquirido por AASANA, de la empresa ADB - Airfiled Solutions, para su implementación en el Aeropuerto de Potosí, cuya instalación se tiene prevista para fines de este año.

Como parte de la introducción de este artículo se describirán los componentes principales de las ayudas visuales iluminadas, para que exista la suficiente comprensión del contenido del mismo.

II. COMPONENTES DE LAS AYUDAS VISUALES ILUMINADAS

Las ayudas visuales iluminadas son sistemas, entendiéndose por sistema al conjunto de elementos que unidos buscan un solo fin, por lo


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Existen dos estilos de Reguladores:Estilo 1 – Posee 3 pasos de brillo.Estilo 2 – Posee 5 pasos de brillo.

El primero es utilizado en iluminación de media intensidad y el segundo en iluminación de alta intensidad. Los elementos de protección normados que deben poseer los Reguladores de Corriente Constante son los siguientes:

Protección contra circuito abierto, debe incluir un elemento que a los 2.0 segundos después de detectar el circuito abierto a la salida del Regulador, desconecte el interruptor principal.

Protección contra sobrecorriente, debe incluir un elemento que el momento que exceda en un 5% la máxima corriente (6,6 o 20 Amp) desconecte el interruptor principal. Este elemento debe operar a los 5.0 segundos luego de que la corriente exceda el 5% y en 1.0 segundos luego de que la corriente exceda el 25% de la máxima corriente de trabajo.

Si existiese un corte de energía en la tensión de alimentación primaria, el Regulador deberá encenderse dentro de los 5.0 segundos en el nivel de brillo en el que se encontraba, luego de que se restablezca el suministro de energía.Además, se encuentran normados otros parámetros como ser, la potencia, la eficiencia, el factor de potencia, voltaje de alimentación primario, rangos de temperatura de trabajo, regulación de la corriente de salida (Tabla 1. Extractada de la Circular de la FAA 150/5345-10), sistema de control del equipo, elementos de monitoreo y otros detalle de fabricación.

TABLA 1. RANGO DE TOLERANCIA DE LOS PASOS DE BRILLO DE UN RCC

IV. EFICIENCIA ENERGETICA EN ILUMINACION AEROPORTUARIA

La eficiencia energética se ha convertido en un atributo esencial de los productos y los sistemas industriales actuales. Las industrias que fabrican elementos para iluminación aeroportuaria, al igual que otras industrias, vienen ya desarrollando desde hace unos años atrás elementos que sean más eficientes y sobre todo con la visión de la utilización de energía limpia o también llamada energía verde.

La utilización de la tecnología LED en los sistemas de iluminación de aeropuertos está substituyendo rápidamente los sistemas de iluminación incandescente debido a la gran variedad de ventajas que conforman la reducción del uso y mantenimiento de energía.

Además de la reducción de gastos de reinstalación de lámparas, las balizas de iluminación LED, reducen los gastos de mantenimiento continuo como el del consumo de combustible del vehículo asociado con los viajes regulares o frecuentes para hacerles servicio de mantenimiento a las balizas en los aeropuertos, mejoran la seguridad debido al bajo voltaje regulado interno; y debido a la longevidad de la fuente de luz, se reducen los espacios sin iluminación en las pistas de aterrizaje y despegue.

Una de las empresas más representativas en el desarrollo de la iluminación aeroportuaria es ADB Airfield Solutions, quienes han desarrollado un equipo que funcionalmente reemplaza al Regulador de Corriente Constante, llamado APS (Advanced Power Supply).

V. SISTEMA APS ADVANCED POWER SUPPLY

El sistema APS (Advanced Power Supply) o Fuente Avanzada de Energía está diseñado de acuerdo a los requerimientos de la Administración Federal de Aviación (FAA) según norma AC 150/5345-10 (Especificaciones para Reguladores de Corriente Constante y monitoreo).

El diseño maximiza la eficiencia energética y minimiza la complejidad de todo el sistema,


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además, este sistema permite la utilización de la actual infraestructura de iluminación aeroportuaria.

FIGURA 1. pARTE FRONTAL DEL EQUIpO ApS (ESqUEMA Y FOTOGRAFIA)

La unidad APS puede ser de 1 KW ó 2 KW de potencia cuya salida de corriente es de tipo modulación de ancho de pulso (PWM) de 2 amperios. El voltaje máximo de la unidad de 1 KW es 500 voltios y de la de 2 KW es de 1000 voltios.

El uso de la técnica PWM asegura que la luminaria LED se encenderá completamente aún en los pasos de brillo de más baja intensidad. La unidad APS varía el ancho del pulso para efectuar un cambio a la salida de la luminaria LED (Intensidad de brillo).

La unidad APS tiene una pantalla LCD en la parte frontal para indicar el nivel de brillo establecido, el estado del control (remoto/local) y la indicación de alarma.

La corriente alterna con control del tipo PWM ingresa a la luminaria LED y mediante un transformador reductor transforma el valor de la

corriente a valores necesarios para uso del LED. Luego pasa a un puente rectificador de onda completa y recién alimenta a los elementos LED. El uso de este rectificador asegura que la corriente que alimenta al LED siempre tendrá la polaridad apropiada. (Fig. 2)

FIGURA 2. CIRCUITO CON MODULACION DE ANCHO DE PULSO

BENEFICIOS DEL APS

1. Gran reducción de la complejidad de todo el sistema, lo que resulta en un incremento de la fiabilidad del equipo y en el ahorro de energía. El incremento en el ahorro de energía es debido a la reducción en:

• Pérdidas de potencia en las luminarias.• Pérdidas de potencia en las líneas del

circuito serie.• Pérdidas de potencia en el equipo de

suministro APS.

2. El uso de un bajo voltaje de operación (menos de 5000 voltios) incrementa la seguridad del personal de mantenimiento.

3. La infraestructura aeroportuaria actualmente instalada podrá ser usada, debido a que el nuevo sistema está basado en un diseño tradicional de circuito serie.• El sistema APS usa el mismo tipo

de cable, los mismos conectores y transformadores de aislación como en el circuito serie tradicional.

• El cable multipar de control remoto es el mismo que el normado para los


60

Reguladores de Corriente Constante.4. El tamaño muy pequeño del equipo de

suministro APS incrementa el ahorro de espacio. Por ejemplo, más de 5 APS´s se pueden montar en un gabinete de 19 pulgadas (Fig. 3 Disposición de 4 equipos APS en un solo rack).

5. El equipo APS, como las normas lo indican, provee un sistema de monitoreo del estado de alarmas adicionales, incluyendo alarmas por Circuito abierto, sobrecorriente y bajos voltampers. Si una alarma ocurre un contacto seco se activa pasando a un estado abierto.

FIGURA 3. RACK DE 19” CON 4 EQUIpOS ApS

6. Las luminarias LED con suministro APS cumplen con los mismos requerimientos de regulación fotométrica normado en el Anexo 14 (OACI).

7. Las luminarias LED con suministro APS vienen con un robusto protector de sobrevoltaje tanto en la conexión de entrada de energía como en los LED´s internos.

8. Un medidor de aislación o Megger de 500 voltios puede ser usado para medir la resistencia de aislación del circuito sin producir ningún daño en las luminarias.

9. Un equipo UPS de 3000 VA (3 KVA) puede ser conectado para suministrar energía al equipo APS mientras dura el tiempo de conmutación

de la fuente secundaria de energía.10. Equipos APS de 1KW o 2 KW de potencia

pueden ser energizados a través de energía solar.

Los Aeropuertos que cuentan con equipos APS instalados en la actualidad son los siguientes:

1. Atlanta – Primer Aeropuerto utilizando este equipo (Desde el 2006)

2. RAF Mildenhall, United Kingdom.3. Manchester, United Kingdom.4. False River, Los Ángeles.5. Orlando, Florida.

En la segunda parte de este artículo comentaremos las particularidades en el diseño del Aeropuerto Regional False River, de Los Ángeles, pues además del uso del equipo APS se utilizó paneles solares para el suministro de energía.

En la Figura 4, se muestra la comparación del costo anual de energía, basado en el cómputo de 100 luminarias de borde de calle de rodaje de tipo incandescente, que por lo general tienen una potencia de 45W cada una de ellas. Como se podrá apreciar, en caso de usar luminarias tipo LED pero con la característica de ser diseñada para el suministro mediante un regulador de corriente constante convencional, se aprecia un ahorro de un 72,5%.

Pero para el caso último, en el que se utiliza el equipo APS y luminarias diseñadas para ser alimentadas por este equipo, se reduce mucho más el costo de energía a un 7%, obteniéndose un ahorro de un 93% en relación al uso de luminarias incandescentes.

FIG. 4 COMpARACION DEL COSTO DE ENERGIA pOR AÑO DE TRES TIpOS DE LUMINARIAS


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VI. PRUEBAS EqUIPO APS EN BOLIVIA

En el mes de septiembre del presente año, gracias al apoyo técnico del Ing. Hernando Lara Valda, Jefe de la Unidad Nacional de Comunicación, Navegación y Vigilancia de AASANA y la cooperación del Ing. Alfredo Moleiro, Gerente Regional de Ventas para Latinoamérica de ADB –Airfield Solutions, se iniciaron las pruebas de rendimiento en la altura del equipo APS, en el Aeropuerto Internacional “El Alto” a más de 4000 metros sobre el nivel del mar. Con estas pruebas el personal técnico de AASANA se podrá familiarizar con este tipo de tecnología, con la perspectiva de la utilización de estos equipos, en un futuro cercano en aeropuertos cuya ubicación geográfica sea a una altura mayor a los 2000 metros sobre el nivel del mar (Oruro, Uyuni).

Ing. Hernando Lara Valda JEFE NACIONAL CNS - AASANA

Ing. Alfredo Moleiro – ADB

Instalándose el equipo APS en el Aeropuerto “El Alto” en la Sala de Energía, al cual se le conecto 2 luminarias tipo LED con sus respectivos transformadores de aislación.

En la segunda parte de este artículo se detallaran las pruebas realizadas y los resultados obtenidos.

FIG. 5 EqUIPO APS Y 2 BALIZAS TIPO LED EN SALA DE ENERGIA AASANA REGIONAL EL ALTO

VII. BIBLIOGRAFIA

http://www.adb-airfieldsolutions.com/product_center/FAA.aspx?id=6260

Página Principal de la empresa ADB Airfield Solutions

http://airportbusiness.epubxp.com/i/71198/20Artículo de la revista Airport Business, Junio/Julio 2012.

http://www.faa.gov/regulations_policies/advisory_circulars/index.cfm/go/document.list?omni=ACs&q=150%2F5345-10&display=current&parentTopicID=11&documentNumber=

Circular de Aviso AC 150/5345-10g

(Especificaciones para Reguladores de Corriente Constante y monitores).

Documento 9157 – OACI.Manual de Proyecto de Aeródromos, Parte 5 – Sistemas Eléctricos.


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AUTOR

Lic. Sergio Iván Barbosa Calderón, Licenciado en Electromecánica, Universidad Mayor de San Andrés.

Diplomado en Educación Superior, Facultad Técnica- UMSA.Participante del Taller de Ayudas Visuales - Nuevas Tecnologías,

Organización de Aviación Civil Internacional (OACI) Lima Perú, mayo 2012 Actualmente integrante de la Sección Electromecánica, AASANA,

Aeropuerto Internacional El Alto.Áreas de interés: Automatización Industrial, Monitoreo y Control

Automatizado, Ayudas Visuales a la Navegación Aérea, Navegación Satelital.Correo: [email protected].

Por el Auspicio a las VII Jornadas de Ingeniería Eléctrica, Realizado en el Hotel Radisson – Salón Tiahuanaco los días 26 y 27 de Julio del 2012


El:


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ÍNDICES PARA LA UBICACIÓN ÓPTIMA DE DISPOSITIVOS FACTS: ESTADO DEL ARTE

Ing. Marysol Ayala Santander

1. RESUMEN

Continuando con el artículo presentado en la edición anterior, en el cual se expone un resumen de las características de los distintos dispositivos FACTS, su funcionalidad y aplicaciones, ahora se presenta una revisión de la literatura con relación a índices para la ubicación óptima de los dispositivos FACTS. La instalación óptima de estos dispositivos juega una rol importante para lograr el propósito funcional de los mismos.

2. INTRODUCCIÓN

Para tomar la decisión de instalar dispositivos FACTS se debe considerar aspectos como el motivo de la instalación (alivio de la congestión, seguridad, etc.) [1] [2] [3] tipo de dispositivo (TCSC, STATCOM, UPFC, etc.) [4], capacidad requerida, ubicación [5] y aspectos económicos para su remuneración y responsabilidad de pago [6], [7]. Es importante determinar la ubicación óptima de los dispositivos FACTS, debido a su costo e impacto en el sistema, motivo por el cual varias investigaciones se han orientado en la búsqueda de metodologías y criterios que determinen la ubicación óptima preservando la optimización de costos y cumplimiento de parámetros técnicos. En este artículo se presenta algunos de los criterios e índices para la ubicación de los dispositivos FACTS.

3. ESTADO DEL ARTE

Un aspecto importante para incorporación de dispositivos FACTS es la selección de la mejor ubicación.

La literatura existente muestra una diversidad de criterios e índices, el uso de cada uno de ellos depende del objetivo para el cual se instala el dispositivo, a continuación se exponen algunos de ellos.

3.1 Índice de sensibilidad pS

Este índice se basa en el análisis de sensibilidad de parámetros de cargabilidad con respecto al flujo de potencia reactiva a través de líneas de transmisión. El índice PS provee una buena medida de la severidad de las líneas sobrecargadas [5]. Este índice está dado por la siguiente expresión:

𝑃𝑃𝑃𝑃 = �𝑤𝑤𝐼𝐼2𝑔𝑔

𝑁𝑁

𝐼𝐼=1

�𝑃𝑃𝐼𝐼𝐼𝐼𝑃𝑃𝐼𝐼𝐼𝐼𝑔𝑔𝑎𝑎𝑥𝑥

�2𝑔𝑔

(1)

Donde PS es el índice de sensibilidad, Pin es el flujo de potencia real y Pin

max es el ratio de capacidad de la línea in, wn es el coeficiente no negativo real y puede ser usado para reflejar la importancia de las diferentes líneas del sistema, N es el número total de líneas en la red. El valor de PS será pequeño cuando las líneas estén operando dentro de sus límites y alcanzará valores mayores cuando estos estén sobrecargados [5] [11].

El índice de sensibilidad PS con respecto a los parámetros de control de los dispositivos FACTS se definen como [5] [11]:

𝑃𝑃1𝐼𝐼𝐼𝐼 =

𝜕𝜕𝑃𝑃𝑃𝑃𝜕𝜕𝑉𝑉𝐹𝐹1

|𝑉𝑉𝐹𝐹1=0 = 𝑠𝑠𝑑𝑑𝐼𝐼𝑠𝑠𝐼𝐼𝑏𝑏𝐼𝐼𝑙𝑙𝐼𝐼𝐼𝐼𝑎𝑎𝐼𝐼 𝐼𝐼𝑑𝑑 𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑒𝑒𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑𝐼𝐼𝐼𝐼𝑏𝑏 𝑎𝑎 𝑉𝑉𝐹𝐹1

(2)


𝜕𝜕𝑃𝑃𝑃𝑃𝑉𝑉𝐹𝐹1𝜕𝜕∅𝐹𝐹1

|∅𝐹𝐹1=0 = 𝑠𝑠𝑑𝑑𝐼𝐼𝑠𝑠𝐼𝐼𝑏𝑏𝐼𝐼𝑙𝑙𝐼𝐼𝐼𝐼𝑎𝑎𝐼𝐼 𝐼𝐼𝑑𝑑 𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑒𝑒𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑𝐼𝐼𝐼𝐼𝑏𝑏 𝑎𝑎 ∅𝐹𝐹1

(3)


𝜕𝜕𝑃𝑃𝑃𝑃𝜕𝜕𝐼𝐼𝐹𝐹1

|𝐼𝐼𝐹𝐹1=0 = 𝑠𝑠𝑑𝑑𝐼𝐼𝑠𝑠𝐼𝐼𝑏𝑏𝐼𝐼𝑙𝑙𝐼𝐼𝐼𝐼𝑎𝑎𝐼𝐼 𝐼𝐼𝑑𝑑 𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑒𝑒𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑𝐼𝐼𝐼𝐼𝑏𝑏 𝑎𝑎 𝐼𝐼𝐹𝐹1

(4)

Considerando las ecuaciones (1), (2), (3), (4) y los parámetros característicos de los distintos dispositivos FACTS, se pueden escribir las derivadas del flujo de potencia real y reactiva con respecto a los parámetros de control. Por ejemplo para el dispositivo TCSC se tiene:


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𝜕𝜕𝑃𝑃𝐼𝐼𝑔𝑔𝜕𝜕𝑉𝑉𝐼𝐼

|𝑉𝑉𝐼𝐼=0 = 𝑉𝑉𝑗𝑗 �𝑌𝑌𝐼𝐼𝑗𝑗 + 𝐵𝐵�𝑠𝑠𝑑𝑑𝐼𝐼�𝜃𝜃𝐼𝐼 − 𝜃𝜃𝑗𝑗 � (5)

𝜕𝜕𝑃𝑃𝐼𝐼𝑔𝑔𝑉𝑉𝐼𝐼𝜕𝜕∅𝐼𝐼

|∅𝐼𝐼=0 = 𝑉𝑉𝑗𝑗 �𝑌𝑌𝐼𝐼𝑗𝑗 + 𝐵𝐵�𝐼𝐼𝑏𝑏𝑠𝑠�𝜃𝜃𝐼𝐼 − 𝜃𝜃𝑗𝑗 � (6)

𝜕𝜕𝑃𝑃𝑗𝑗𝑔𝑔𝜕𝜕𝑉𝑉𝐼𝐼

|𝑉𝑉𝐼𝐼=0 = −𝑉𝑉𝑗𝑗 �𝑌𝑌𝐼𝐼𝑗𝑗 + 𝐵𝐵�𝑠𝑠𝑑𝑑𝐼𝐼�𝜃𝜃𝐼𝐼 − 𝜃𝜃𝑗𝑗 � (7)

𝜕𝜕𝑃𝑃𝑗𝑗𝑔𝑔𝑉𝑉𝐼𝐼𝜕𝜕∅𝐼𝐼

|∅𝐼𝐼=0 = −𝑉𝑉𝑗𝑗 �𝑌𝑌𝐼𝐼𝑗𝑗 + 𝐵𝐵�𝐼𝐼𝑏𝑏𝑠𝑠�𝜃𝜃𝐼𝐼 − 𝜃𝜃𝑗𝑗 � (8)

Para el dispositivo UPFC se tiene:𝜕𝜕𝑃𝑃𝐼𝐼𝑔𝑔𝜕𝜕𝑉𝑉𝐼𝐼

|𝑉𝑉𝐼𝐼=0 = 𝑒𝑒𝑏𝑏𝑠𝑠𝑉𝑉𝑗𝑗 𝑠𝑠𝑑𝑑𝐼𝐼�𝜃𝜃𝐼𝐼𝑗𝑗 + 𝛾𝛾� (9)

𝜕𝜕𝑃𝑃𝐼𝐼𝑔𝑔𝑉𝑉𝐼𝐼𝜕𝜕∅𝐼𝐼

|∅𝐼𝐼=0 = 𝑒𝑒𝑏𝑏𝑠𝑠𝑉𝑉𝑗𝑗 𝐼𝐼𝑏𝑏𝑠𝑠�𝜃𝜃𝐼𝐼𝑗𝑗 + 𝛾𝛾� (10)

𝜕𝜕𝑃𝑃𝐼𝐼𝑔𝑔𝜕𝜕𝐼𝐼𝑞𝑞

|𝐼𝐼𝑞𝑞=0 (11)

𝜕𝜕𝑃𝑃𝑗𝑗𝑔𝑔𝜕𝜕𝑉𝑉𝐼𝐼

|𝑉𝑉𝐼𝐼=0 = −𝑒𝑒𝑏𝑏𝑠𝑠𝑉𝑉𝑗𝑗 𝑠𝑠𝑑𝑑𝐼𝐼�𝜃𝜃𝑗𝑗𝐼𝐼 + 𝛾𝛾� (12)

𝜕𝜕𝑃𝑃𝑗𝑗𝑔𝑔𝑉𝑉𝐼𝐼𝜕𝜕∅𝐼𝐼

|∅𝐼𝐼=0 = 𝑒𝑒𝑏𝑏𝑠𝑠𝑉𝑉𝑗𝑗 𝐼𝐼𝑏𝑏𝑠𝑠�𝜃𝜃𝑗𝑗𝐼𝐼 + 𝛾𝛾� (13)

𝜕𝜕𝑃𝑃𝑗𝑗𝑔𝑔𝜕𝜕𝐼𝐼𝑞𝑞

|𝐼𝐼𝑞𝑞=0 (14)

Entonces, de acuerdo a este indicador el dispositivo FACTS debe ser instalado en las líneas más sensibles. Así para el caso del dispositivo TCSC debe ser instalado en la línea con el mayor valor de índice de sensibilidad negativo [11].

3.2 índice de reducción de pérdida de potencia reactiva

Este índice está basado en la sensibilidad de las pérdidas de potencia reactiva total del sistema con respecto a la variable de control del TCSC.

Para el análisis se considera la instalación en serie del TCSC entre las líneas i y j y es representada por su reactancia como parámetro de control. La sensibilidad de pérdidas con respecto al parámetro de control del TCSC ubicado entre las

barras i y j esta dado por la siguiente expresión [11]:

𝑎𝑎𝐼𝐼𝑗𝑗 =𝜕𝜕𝑄𝑄𝐿𝐿𝜕𝜕𝑥𝑥𝐼𝐼𝑗𝑗

= �𝑉𝑉𝐼𝐼2 + 𝑉𝑉𝑗𝑗2 − 2𝑉𝑉𝐼𝐼𝑉𝑉𝑗𝑗 𝐼𝐼𝑏𝑏𝑠𝑠𝛿𝛿𝐼𝐼𝑗𝑗 � ∗𝑒𝑒𝐼𝐼𝑗𝑗2 − 𝑥𝑥𝐼𝐼𝑗𝑗2

�𝑒𝑒𝐼𝐼𝑗𝑗2 + 𝑥𝑥𝐼𝐼𝑗𝑗2 �2 (15)

De acuerdo a este índice, el dispositivo debe ser instalado en la línea que tenga el mayor valor positivo [11].

3.3 índice basado en el método residual

El índice residual R ha sido utilizado para determinar la ubicación óptima de los dispositivos FACTS así como para determinar la señal de retroalimentación del PSS [8] [9].

La ecuación del modelo linealizado de un sistema de potencia de n-máquinas instaladas con L dispositivos esta dado por:

�̇�𝑋 = 𝐴𝐴𝑋𝑋 + �𝐵𝐵𝑘𝑘

𝐿𝐿

𝑘𝑘=1

𝐼𝐼𝑘𝑘

𝑦𝑦𝑘𝑘 = 𝐶𝐶𝑘𝑘𝑋𝑋 (16)

Donde A Є Rm*n,Bk Є Rm*l,Ck Є Rl*m. El k-ésimo dispositivo puede ser representado por la siguiente expresión:

𝐼𝐼𝑘𝑘 = 𝐾𝐾𝑘𝑘𝑇𝑇𝑘𝑘(𝑠𝑠)𝑦𝑦𝑘𝑘 (17)

Si denotamos a 𝜆𝜆𝐼𝐼� como el eigenvalor de la matriz A asociado con el modo de oscilación del sistema y 𝑉𝑉𝐼𝐼 y 𝑊𝑊𝐼𝐼

𝑇𝑇 como los eigenvectores

derecho e izquierdo de la matriz de estado A con respecto a 𝜆𝜆𝐼𝐼� se tiene:

𝐴𝐴𝑉𝑉𝐼𝐼 = 𝜆𝜆𝐼𝐼𝑉𝑉𝐼𝐼

𝑊𝑊𝐼𝐼𝑇𝑇𝐴𝐴 = 𝜆𝜆𝐼𝐼 𝑊𝑊𝐼𝐼

𝑇𝑇

� 𝑊𝑊𝐼𝐼𝑇𝑇

𝑉𝑉𝑗𝑗 = 1, 𝐼𝐼 = 𝑗𝑗0, 𝑑𝑑𝐼𝐼 𝑏𝑏𝐼𝐼𝑒𝑒𝑏𝑏𝑠𝑠 𝐼𝐼𝑎𝑎𝑠𝑠𝑏𝑏𝑠𝑠

(18)

La observación y control del k-ésimo dispositivo 𝜆𝜆𝐼𝐼� está definido, respectivamente, como:


69

𝑏𝑏𝑧𝑧𝐼𝐼 = 𝑊𝑊𝐼𝐼 ∗ 𝐵𝐵𝑘𝑘

𝐼𝐼𝑧𝑧𝐼𝐼 = 𝐶𝐶𝑘𝑘 ∗ 𝑉𝑉𝐼𝐼 𝑅𝑅 = 𝑏𝑏𝑧𝑧𝐼𝐼 𝐼𝐼𝑧𝑧𝐼𝐼 (19)

3.4 Índice basado en el análisis del torque del amortiguamiento

En la literatura se proponen varios índices basados en el análisis del torque del amortiguamiento con el propósito de seleccionar la mejor ubicación para la instalación de los dispositivos FACTS [10]. Estos índices son determinados en función a la ecuación (16) y las relaciones siguientes [8]:

𝛥𝛥𝑇𝑇𝐸𝐸𝑘𝑘 = ℎ𝐼𝐼𝐼𝐼 �𝜆𝜆𝐼𝐼�𝐼𝐼𝑘𝑘 = 𝑇𝑇𝐸𝐸𝑘𝑘𝐾𝐾𝑘𝑘𝑇𝑇𝑘𝑘�𝜆𝜆𝐼𝐼�𝑦𝑦𝑘𝑘 (20)

𝛥𝛥�𝜆𝜆𝐼𝐼� = �∑ 𝑃𝑃𝐼𝐼𝑗𝑗 𝑇𝑇𝐸𝐸𝑘𝑘𝑗𝑗 𝑔𝑔𝑗𝑗𝐼𝐼𝑗𝑗=1 � 𝐾𝐾𝑘𝑘𝑇𝑇𝑘𝑘�𝜆𝜆𝐼𝐼� (21)

Donde TEk está dado por Cn*1 que representa el vector del coeficiente del torque de amortiguamiento, uk señal de salida del k-ésimo dispositivo, hci es el loop de oscilación electromecánica del generador, 𝑃𝑃𝐼𝐼𝑗𝑗 es el parámetro de sensibilidad que depende del índice de participación basado en el lado izquierdo y derecho del eigenvector. El término 𝑇𝑇𝐸𝐸𝑘𝑘𝑗𝑗 𝑔𝑔𝑗𝑗 ha sido considerado como el índice para evaluar la contribución del dispositivo FACTS a la estabilidad del sistema [8].

En base a este análisis se ha definido también el siguiente índice:

𝐷𝐷𝐼𝐼 = ��𝑤𝑤𝐼𝐼(𝐼𝐼+𝑗𝑗 )𝑇𝑇𝐸𝐸𝑘𝑘𝑗𝑗

𝐼𝐼

𝑗𝑗=1

�𝐶𝐶𝑘𝑘𝑉𝑉𝐼𝐼 (22)

Este índice mide la efectividad de la contribución en la estabilidad en el modo de oscilación. Adicionalmente, para alcanzar una evaluación precisa se realiza un supuesto con relación al modo de oscilación con lo que se obtiene la relación siguiente:

∆𝜆𝜆𝐼𝐼∆𝐾𝐾𝑘𝑘

= ��𝑃𝑃𝐼𝐼𝑗𝑗 𝑇𝑇𝐸𝐸𝑘𝑘𝑗𝑗

𝐼𝐼

𝑗𝑗=1

𝑔𝑔𝐼𝐼� 𝑇𝑇𝑘𝑘(𝜆𝜆𝐼𝐼) = 𝐾𝐾𝐶𝐶𝐷𝐷𝑇𝑇𝐶𝐶 (23)

Donde 𝐾𝐾𝐶𝐶𝐷𝐷𝑇𝑇𝐶𝐶 es el índice CDTC que es el

coeficiente del torque de amortiguamiento combinado. Este índice contiene información sobre la influencia en la estabilidad del sistema. Adicionalmente, el término 𝑇𝑇𝐸𝐸𝑘𝑘𝑗𝑗 es considerado también como un índice, aunque no es muy preciso, ha sido usado por su simplicidad en el cálculo debido a que su determinación está basado en el eigenvalor [8].

3.5 índice de sensibilidad del eigenvalor

Este índice está basado en el análisis modal, que considera la matriz A que es expresada en función de los parámetros del sistema para luego obtener una expresión general de sensibilidad del eigenvalor, dado por la siguiente expresión [10]:

𝜕𝜕𝜆𝜆𝜕𝜕𝑘𝑘

= 𝑉𝑉𝑇𝑇𝜕𝜕𝐴𝐴𝜕𝜕𝑘𝑘

𝑈𝑈 (𝑉𝑉𝑇𝑇𝑈𝑈)� (24)

Donde λ corresponde al eigenvalor, U es el lado derecho del eigenvector de la matriz A asociado con λ, V es el lado izquierdo del eigenvector y T denota la matriz transpuesta.

Este índice de sensibilidad, como muestra la ecuación (24) depende básicamente de la matriz A [10]. Entonces para la ubicación del dispositivo se debe considerar los valores de mayor rango [10].

3.6 Índice de estabilidad de voltaje

El índice de estabilidad de voltaje ha sido usado para determinar la ubicación óptima del UPFC con la finalidad de mejorar la seguridad después de evaluar el grado de severidad de diversas contingencias [3]. Este índice es determinado en base al resultado de flujos de potencia y puede ser calculado por la siguiente expresión [3]:

𝐿𝐿𝑗𝑗 = |1 −�𝐹𝐹𝑗𝑗𝐼𝐼𝑉𝑉𝐼𝐼𝑉𝑉𝑗𝑗

𝑔𝑔

𝐼𝐼=1

(25)

Donde Lj es el índice de estabilidad de la barra j, g es el número de barras, i y j las barras de conexión, los valores de Fji son obtenidos de la matriz Ybus del sistema de potencia. Este índice debe ser determinado para todos las barras de carga y posteriormente se debe determinar el


70

máximo de todos los índices considerando la proximidad del sistema al colapso de voltaje.

El índice global está definido por la siguiente expresión [3]:

𝐿𝐿 = 𝑀𝑀á𝑥𝑥 (𝐿𝐿𝑗𝑗 ) (26)

El índice comprendido entre 0 y 1 indica estabilidad de voltaje. Por tanto para la ubicación del dispositivo se considera aquellos índices próximos al colapso de voltaje [3].

4. CONCLUSIONES

La incorporación de dispositivos FACTS conlleva un trabajo previo a la instalación, en la que se identifique los motivos para la instalación, ya que de ello dependerá el tipo de dispositivo a instalarse, su ubicación y capacidad. Es importante determinar la ubicación óptima de los dispositivos FACTS ya que impacta en los costos y operación del sistema. En ese sentido, en este artículo se han expuesto algunos de los índices de sensibilidad que se encuentran en la literatura, basados en el análisis modal, eigenvector, eigenvalor y flujos de potencia.

BIBLIOGRAFíA

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2. A. Samini and P. Naderi, “A new method for optimal placement of TCSC based on sensitivity analysis for congestion management,” Smart Grid and Renewable Energy, vol. 3, pp. 10-16, 2012.

3. K. Venkateswarlu and C. Saibabu, “A new evolutionary algorithms used for optimal location of UPFC on power system,” Journal of Theoretical and Applied Information Tecgnology, pp. 107-118, 2010.

4. E. Acha, C. Fuerte_Esquivel, H. Ambriz-érez, and C. Angeles-Camacho, FACTS: Modelling and simulation in power networks, 2004.

5. R. Syafutra and S. Pramono, “Selection of suitable location of the FACTS devices for optimal power flow,” International Journal of

Electrical & Computer Sciencies IJECS-EJENS vol. 12, pp. 38-49, 2012.

6. Y. Tang, F. Yuang, and Q.-L. Wan, “A new method for assessing ancillary service of FACTS in congestion management,” IEEE, pp. 1-7, 2007.

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8. H. Wang, F. Swift, and M. Li, “Indices for selecting the best location of PSSs or FACTS-based stabilisers in multimachine power systems: A comparative study “ IEEE Proc.-Gener. Transm. Distrib., vol. 1444, pp. 155-159, 1997.

9. N. Martins and L. Lima, “Determination of suitable locations for power system stabilizers and static VAR compensators for damping electromechanical oscillations in large power systems,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 5, 1990.

10. C. Chung, K. Wang, C. Tse, W. Chan, and C. Yu, “Damping controller design for FACTS device PART I: Damping signal and location selection,” in 5th International Conference on Advances in Power System Control, Operation and Management, APSCOM, H, 2000.

11. S. Abbas and H. Besharat, “Transmission congestion management by determining optimal location of FACTS devices in deregulated power systems,” American Journal of Applied Sciencies, vol. 5, pp. 242-247, 2008.

AUTOR

Marysol Ayala Santander, obtuvo el título de Ingeniero eléctrico en la Facultad de Ingeniería de la UMSA (2002) y el de Magister en Ciencias de la Ingeniería en la Pontificia Universidad Católica de Chile (2012), donde actualmente es estudiante de Doctorado. Con interés en las áreas de regulación de mercados, teoría de juegos y estrategias de mercado, operación y planificación de sistemas eléctricos de potencia. El año 2011 se integró a la PUC como investigadora del Departamento de Ingeniería Eléctrica, donde actualmente desarrolla Investigación y Consultorías. Información: [email protected], Telf: 87611456 (Santiago de Chile)

EXPO BOLIVIA MINERA 201216- 19 DE OCTUBRE - ORURO

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Ing. Fernando Neri, Reynaldo Castañon, Jaime Jimenez y Luis Cartagena

Ing. Reynaldo Castañon: Inauguración VII Jornadas de Ingeniería Eléctrica

Ing. Carlos Valda: Presentación de la Revista Electromundo No. 66

Ing. Mauricio Wilde, Autor del Texto Requisitos para la Aprobación de Proyectos Eléctricos

Ing.Oscar Eulate: Clausura VII Jornadas

VII JORNADAS DE INGENIERIA ELECTRICA

Ing. Jorge Gutiérrez Tejerina

Ing. Carlos Valda Claros

Ing. Rómulo Encinas Laguna

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“INSTALACIONES ELECTRICAS EN EDIFICIOS”EXPOSITORES

Visión. Ni estatismo ni empresa privada, cooperativismo fue la opción elegida por los propulsores de servicios básicos eficientes. La propuesta caló en Santa Cruz y los resultados se reflejan en el desarrollo alcanzado como soporte del modelo agroindustrial cruceño.

La historia de la Cooperativa Rural de Electrificación, CRE Ltda., está estrechamente ligada a la historia del desarrollo cruceño. Desde su creación el 14 de noviembre de 1962, fue consciente de que la electricidad es una de las formas de energía que genera múltiples oportunidades para el desarrollo integral del ser humano. Ës una institución de servicios, sin fines de lucro que nació como respuesta a la necesidad de implementar un servicio básico eficiente, la electrificación urbana y rural. Se propuso atender el vertiginoso crecimiento urbano y ser parte importante en el desarrollo regional. Para lograr esos objetivos asumió los principios cooperativos de la ayuda mutua y el esfuerzo conjunto¨, dijo Miguel Castedo, Presidente del Consejo de Administración de CRE.

Recordó que antes de CRE, el servicio eléctrico estuvo a cargo de otro organismo. En los primeros años, el servicio de energía eléctrica tuvo distintos responsables, desde la empresa privada, administración municipal y alguna vez estatal. Una característica de esta época fue la baja calidad del servicio, por ser incapaz de satisfacer la demanda de los domicilios, de las incipientes industrias y de la población rural.

Ël 1 de noviembre de 1970 CRE empieza a operar realmente el sistema de energía eléctrica, luego de que SELSAC le traspasara todos sus activos, fijándose como meta ambiciosos proyectos para satisfacer la creciente demanda y con proyección de un quinquenio¨, agregó Castedo.

El ejecutivo manifestó que años más tarde, en 1993, CRE se proyectó hacia las provincias y el área rural con su ingreso a Camiri, provincia Cordillera. El año 1994 se inaugura la planta de Generación Termoeléctrica en Mataral para atender el sistema eléctrico Valles Cruceños formado por las provincias Vallegrande, Manuel María Caballero y Florida, después vendrán los sistemas Germán Busch, Chiquitos, Velasco, que corresponden a provincias del mismo nombre y finalmente el Sistema Eléctrico Las Misiones que atiende a las provincias Ñuflo de Chavez y Guarayos.

Äl ser gestada como una entidad sin fines de lucro, los principios cooperativos de CRE le permitieron enfocar su razón de ser no sólo pensando en alumbrar un lugar o cambiar la vela o el mechero por un foco, sino también ofrecer mayores oportunidades para el estudio, el deporte, cuidar la salud, formarse en áreas que ayuden a la comunidad a desarrollar la autosuficiencia en actividades comerciales, industriales, productivas o sociales. Todas con el fin de mejorar la economía familiar y el bienestar común y así impulsar a la región y el país, además de concienciar y enseñar sobre el uso racional de la energía eléctrica y el cuidado del medioambiente¨, concluyó Castedo.

CRE al sERviCio dE sus soCios y dE la CoMunidad

Como entidad sin fines de lucro, CRE dirige sus excedentes a programas de ayuda a la población, en varios campos del quehacer comunitario, desde la salud hasta la educación, pasando por seguridad y capacitación en general, de manera que la gente (niños y mayores), no sólo sus socios, tengan más opciones y variadas posibilidades de enfrentar un mundo cada vez más exigente. Äsí cumple en gran parte su responsabilidad social que llega a las 14

provincias en las cuales presta el servicio¨, señaló arq. Mario Carmelo Paz, Gerente General de la CRE.

La Responsabilidad Social es la acción voluntaria de una empresa para incluir en su plan estratégico de trabajo valores que contribuyan al desarrollo sostenible en su ámbito de influencia, buscando el mejoramiento y bienestar de la sociedad en la que se desenvuelve.

¨A medida que hacían realidad los proyectos de llevar electricidad a la población, se fue viendo que las necesidades no se limitaban a ese trabajo y rubro específico, y se buscó formas de brindar otros servicios a la población. Así nacieron los programas sociales con una visión solidaria¨, explicó Paz

El Gerente manifestó que CRE rebajó sus tarifas en las áreas rurales y las equiparó a las del Sistema Interconectado Nacional; aportó 24.2 millones de bolivianos al programa gubernamental de subvención eléctrica a las familias menos pudientes cuyo consumo es igual o menor a 79 kWh; Subvenciona 100 becas universitarias y 3.500 escolares, para capacitar los recursos regionales y premiar a los mejores estudiantes; otorga 400 dólares para gastos de velorio y sepelio del titular que fallece (Auxilio Funerario); ofrece una veintena de cursos

de capacitación técnica en los barrios y provincias de Santa Cruz (salteñería, pintura, chocolatería, costura, etc); hace Conexiones Solidarias de electricidad, totalmente gratuitas; habilitó motores de refuerzo para los centros hospitalarios y sus ambientes más sensibles, contra cortes intempestivos; desplaza brigadas médicas para atención gratuita en los barrios y zonas rurales del departamento; tiene programas de fumigación; mantiene 8 carros bomberos contra contingencias; dicta cursos de oratoria y liderazgo; ayuda en la limpieza y mejoramiento de los barrios, etc.

TaRifas En enero de 2004 y por iniciativa propia se puso en vigencia la Tarifa Cooperativa, consistente en bajar en promedio el 39 % el costo de la energía eléctrica en las provincias que se sirven a través de los sistemas aislados. Significó llegar a un promedio de 10 centavos de dólar por kW/h de consumo.

El año 2007 llegó la tarifa Igualitaria, imponiendo un 22% de rebaja para los consumos de domicilios

y comercios en los sistemas aislados. Se tomó la decisión de beneficiar a los consumidores comerciantes, gremialistas y hoteles como incentivo al desarrollo del sector, ya que con Tarifa Igualitaria pagaban menos que cualquier otro consumidor de su categoría en la ciudad de Santa Cruz y las provincias del norte. La tarifa Igualitaria estuvo subvencionada por los consumidores del Área Integrada.

Este es el antecedente de una rebaja voluntaria y solidaria de tarifas eléctricas, sistema que sirvió como ejemplo para crear, a nivel nacional, la Tarifa Dignidad que beneficia a la población boliviana de más bajos ingresos.

La subvención de esta tarifa proviene de recursos de las generadoras, transportadoras y distribuidoras de electricidad según el convenio suscrito con el gobierno nacional

La Tarifa Dignidad consiste en un descuento del 25 % en la factura mensual de los clientes que han registrado un consumo menor o igual a 70 kWh (kilovatios hora), su ámbito de aplicación alcanza

a todos los clientes de la categoría residencial (domiciliaria) que cumplan la condición de consumo señalada. Este beneficio alcanza también a los sistemas eléctricos aislados.

ConExión CooPERaTiva solidaRia

En la búsqueda de llegar a todos los hogares de su área de concesión, CRE implementó el 2008 un programa novedoso y solidario.

Consiste en la instalación gratuita de puestos de medición de energía en las viviendas de familias de bajos recursos económicos, además de una instalación interna básica consistente en tres puntos de iluminación y un tomacorriente.

A la fecha se han beneficiado más de 5000 familias en las catorce provincias en las cuales CRE presta el servicio.

CERTifiCaCionEs, aCREdiTaCionEs y REConoCiMiEnTos

CRE ha logrado destacarse como la empresa más grande de Bolivia en distribución de energía eléctrica y la primera del país y de América Latina en recibir la certificación ISO 9001 para su rubro, una norma internacional que establece que existen procesos documentados para buscar la calidad de gestión.

Fue en junio de 1999 que la firma auditora Tüv Rheinland entregó una calificación donde reconoce que “CRE ha implementado un sistema de calidad de administración eficiente y haber implantado un sistema de calidad descrito en un manual de calidad para diseño, operación, comercialización y gestión administrativa-financiera del servicio de suministro de energía eléctrica para el área de concesión denominada Área Integrada “Santa Cruz de la Sierra

y las provincias Andrés Ibáñez, Warnes, Sara, Ichilo, Ñuflo de Chávez, Santistevan y Chiquitos”.

Las actividades de esta Cooperativa también han recibido el reconocimiento local, nacional e internacional, a través de distinciones otorgadas por organismos como NRECA, Blue Ridge EMC, ESRI International User Conference Our Global Network Special Archievemente in GIS, Comité Internacional de Selección de Busines Initiative Directions (Arco Europa a la Calidad y la Tecnología), Premio Master a la Calidad Sudamericana por la Asociación Brasileña de la Calidad (ABIQUA), entre otros variados y numerosos galardones.


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RESUMEN. Se realizó un estudio del comportamiento de los vientos y del potencial eólico en la región de Patacamaya en el periodode 21/09/2010 al 20/12/2011 empleando mediciones de velocidad del viento, presión atmosférica y dirección del viento.

Se encuentra que en la época de primavera se obtiene mayor energía eléctrica aprovechable en relación a otras épocas del año y que a lo largo de casi 18 meses hay una densidad de energía eléctrica promedio aprovechable de 460.27 kWh/m2

Palabras clave: Potencial eólico, Rosa de vientos, Series Temporales y Limite de Betz.

1. INTRODUCCIóN

El aprovechamiento de la Energía Eólica es una de muchas soluciones a la problemática energética y ambiental que atraviesan muchos países del mundo entre los cuales está incluido Bolivia, donde los mecanismos de aprovechamiento del potencial eólico se ven necesarios sobre todo en el área rural donde por muchas razones el transporte de energía eléctrica es muy difícil.

En este trabajo se presenta un estudio del potencial eólico en la localidad de Patacamaya el cual forma parte de un proyecto de investigación que viene llevando a cabo el Instituto de Investigaciones Físicas de la Carrera de Física desde mediados del año 2010 con el objetivo principal de estudiar la atmosfera del Altiplano Boliviano, para este estudio se ha instalado una estación meteorológica en la localidad de Patacamaya que permite hacer mediciones simultaneas de diversas variables meteorológicas como ser presión, humedad relativa, temperatura, radiación solar, velocidad del viento y dirección del viento con la frecuencia de una medición de cada parámetro cada 5 minutos.

EL POTENCIAL EÓLICO DE PATACAMAYA

Jesus Mauricio Encinas Riveros • Rómulo Encinas Laguna

A partir de estudios anteriores sobre la atmosfera local de Patacamaya se ha determinado que la velocidad del viento así como otros parámetros meteorológicos tienen comportamientos periódicos en lapsos de tiempos que van desde horas hasta meses.

Esto quiere decir que se tendrían efectos aproximadamente parecidos cuando las condiciones atmosféricas - que están determinadas por el tiempo - sean parecidas.

Por lo tanto se debería tener un potencial eólico característico correspondiente a una estación del año con variaciones que estén sujetas a fenómenos climáticos de mayor tiempo.

Como se cuentan con mediciones de aproximadamente 18 meses, más adelante se intentara verificar estas afirmaciones cuando se haga una comparación del potencial eólico en iguales estaciones del año.

2. PATACAMAYA

La estación de Patacamaya tiene coordenadas de 17º15’39”S de latitud y 67º56’53”O de longitud y está y esta a una altura de 3798 m.s.n.m. y forma parte del altiplano del departamento de La Paz. Al ser está una región altiplánica el relieve terrestre no presenta obstaculizaciones considerables en la circulación del viento, en ella se contempla poca vegetación y unos cuantos cerros de poca altura y además por su altura sobre el nivel del mar implica altos índices de radiación solar.

3. CARACTERíSTICAS DEL VIENTO

Hacemos un estudio de las características del viento de Patacamaya a partir de nuestros registros de mediciones. El registro de Patacamaya comienza en 21/09/2010 y termina en 21/12/2011, pero no es un registro completo ya que hay periodos de tiempo de aproximadamente dos o tres semanas en los que


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no se registraron mediciones principalmente debido a problemas técnicos, sin embargo esta no es una causa que afecte considerablemente nuestro estudio porque se cuenta con un amplio registro de mediciones de alta calidad.

Nuestro registro de mediciones ha sido dividió en:

• Primavera de 2010: Del 21/09/2010 al 20/12/2010

• Verano de 2011: Del 21/01/2011 al 20/04/2011

• Invierno de 2011 Del 21/06/2011 al 20/08/2011

• Primavera de 2011: Del 21/08/2011 al 20/12/2011.

En la figura 1 se muestra las series temporales de la velocidad y dirección del viento, en ellas se puede apreciar el comportamiento intrínseco de ambos parámetros.

De la figura 1 se observa la dirección del viento es bastante aleatoria y parecería que no está correlacionada consigo misma en ningún periodo de tiempo. pero en un estudio más detallado se puede verificar que la dirección de viento obedece un patrón periódico.

En tanto que la velocidad del viento no muestra demasiadas fluctuaciones.

Ahora bien, para obtener más información de las características del viento en Patacamaya se ha elaborado una rosa de vientos que se muestra en la figura 2 en la que se observa que el viento que circula en Patacamaya es totalmente unidireccional que se halla en el rango de 337.5 a 360 en sentido horario y con respecto al norte, es decir, que estos vientos se dirigen en hacia el nor- nor- oeste y el norte con velocidades entre 0 y 14 m/s aunque hay una medición de velocidad máxima de 25 m=s que solo ocurrió una vez a lolargo del tiempo de mediciones (figura 1).

Figura 1: Las series temporales de la velocidad y dirección del viento en Patacamaya desde

21/09/2010 al 20/12/2010

Figura 2: El viento que circula por Patacamaya es unidireccional y su intensidad depende del

tiempo diario y estacional.

Hasta ahora se ha mostrado información de las características intrínsecas y espaciales del viento, la figura 3 muestra el comportamiento diario de la velocidad y dirección del viento a lo largo de nuestro periodo de estudio. Cabe recordar que se han hecho mediciones con una frecuencia de una medición cada 5 minutos a lo largo de aproximadamente 18 meses.

En la figura 3 no se ha presentado una estimación del comportamiento promedio de ambos


81

parámetros porque se quiere mostrar detalles importantes y determinantes para nuestro objetivo.

Existen muchos tipos de vientos que dependen principalmente de fenómenos climáticos y factores geográficos pero como el objetivo de este trabajo no es el estudio del origen y el tipo de vientos que circulan en Patacamaya, con la información presentada es suficiente para hacer los cálculos del potencial eólico.

Figura 3: Comportamiento diario dependiente del tiempo de la velocidad y dirección del viento en Patacamaya en el periodo desde

21/09/2010 al 20/12/2010

4. CáLCULO DEL pOTENCIAL EóLICO

La potencia eólica disponible es la energía cinética ligada al viento y esta dada por:

(1)

Esta ecuación representa la potencia eólica instantánea en la cual P[W] es la potencia eólica instantánea debida a la energía cinética del flujo de aire, es decir el viento, es la densidad del aire la cual no es constante porque dependedel tiempo, v[m/s] es la velocidad del viento y A[m2] es el área de sección transversal por la cual pasa el viento.

Como nuestros datos son discretos y en diferentes etápas del año, entonces una magnitud adecuada para medir la potencia eólica en un determinado lapso de tiempo es la potencia eólica media disponible por unidad de área que esta representada por la siguiente ecuación:

(2)

De esta manera la unidades de P son W/m2, como la densidad del aire no es constante y como se dispone de mediciones simultaneas de presión entonces empleamos la siguiente ecuación para la densidad instantánea del aire:

(3)

Donde g es la aceleración de la gravedad igual a 9.75 m/s2, h es la altura sobre el nivel del mar igual a 3789 m y pi es la presión instantánea en Pa que depende del tiempo.

Finalmente la ecuación que nos permite hallar la potencia eólica media disponible por unidad de area es:

(4)

tambien es conocido como la densidad de potencia eólica media disponible. Sin embargo la potencia eólica media disponible no es la potencia eólica aprovechable esta otra potencia se define como

(5)

Donde CP es el coeficiente de potencia del aerogenerador, su valor oscila entre 0 y 0.5925 y se define como el rendimiento con el cual funciona el aerogenerador e indica la potencia que captura el rotor respecto la potencia total que posee el viento incidente. El coeficiente de potencia máximo se llama el límite de Betz y este es igual a . En consecuencia del viento solo se puede aprovechar en el rotor una potencia máxima inferior al 60%. Con estas cantidades físicas definidas la siguiente tabla resume la información cuantitativa de nuestro interes.


82

Tabla 1: Energía elétrica aprovechable de Patacamaya desde el 21/09/2010 al 20/12/2011.

En la tabla 1 se ha calculado la energía electrica aprovechable promedio de las estaciones del año involucradas mediante la siguiente ecuación

(6)

5. RESULTADO

los principales resultados obtenidos son los siguientes:

En la figura 3 se observa que en la región de Patacamaya diariamente se alcanzan las velocidades máximas que son de 9 a 13 m/s -dependiendo de la época del año- entre las 17:00 y 18:30 horas, es decir, al final del atardecer y al principio del anochecer.

Se observa de las figuras 1 y 3 que existen variaciones muy fuertes de la dirección del viento a corto plazo, - al menos en lapsos de 5 minutos que es el tiempo entre medición y medición- pero cuando se analiza el comportamiento de ladirección del viento en periodos de días y meses mediante algunas técnicas estadísticas más analíticas se hallan ciertas tendencias periódicas.

La rosa de vientos de la figura 2 muestra que en la región de Patacamaya el viento es practicamente unidireccional y se encuentra en el rango 337.5º a 360º en sentido horario y con respecto al norte.

Según la Potencia eólica disponible promedio en la región de Patacamaya se tiene mayor potencia eolica en primavera.

A lo largo del periodo de mediciones que es de casi 18 meses en la región de Patacamaya se

obtiene aproximadamente 460.27 kWh/m2 de energía electrica aprovechable.

Los huecos de nuestro registro de mediciones no influencian considerablemente los resultados obtenidos y no han sido un problema para obtener información cualitativa acerca del comportamiento de dirección y velocidad del viento, de potencial eólico local y energía electrica aprovechable.

6. CONCLUSIONES

Las principales conclusiones a las que se han llegado en este estudio son:

Al ser la velocidad del viento y la presión atmosférica variables dependientes del tiempo entonces la magnitud del potencial eólico es dependiente del tiempo, ya sea de tiempos cortos como los de un día o tiempos más largos como los de tres meses, por lo tanto la amplitud de la potencia eólica tiene un comportamiento periódico.

Como en la atmosfera terrestre siempre hay partículas de aire en movimiento entonces hay un flujo constante de energía y por lo tanto el potencial eólico siempre crece a medida que transcurre el tiempo.

La medida verdadero de la potencia eólica disponible en un determinado lugar depende de la frecuencia con que se hagan las mediciones de velocidad y dirección de viento en ese lugar.

Mientras el tiempo entre medición y medición sea mas pequeño se tiene mayor certidumbre de la potencia eólica disponible.

AGRADECIMIENTOS

Se agradece al Instituto de Investigaciones Físicas (IIF) y en particular al Lic. René Torrez Santalla que es el encargado de controlar y administrar las mediciones que muy gentilmente nos fueron proporcionadas.


83

REFERENCIAS

[1] Ghezzi, F. Torrez R. 2009 Revista Boliviana de Física EL POTENCIAL EÓLICO DE LAS JUNTAS 8-13

[2] Iannini, R. Gonzales, J. Mastrángelo S. Energía Eólica. Teoría y Características de Instalaciones Bolentin energetico Nº13

[3] Marca, R. Arandia, G. Consideraciones para el planteamiento de proyectos eólicos en bolivia ELECTROMUNDO Nº26, Agosto de 2009.

AUTORES

Mauricio Encinas Riveros

Nacio en la ciudad de La Paz en 1989, es estudiante deúltimo semetre de la Carrera de Física de la Facultad de

Ciencias Puras y Naturales de la Universidad Mayor de SanAndres. Actualemte realiza investigaciones Sistemas Eólicosen el Altiplano Boliviano, sus aréas de interes son: Geofísica,

Electricidad, Energías Alternativas y Renovables y Física de la atmósfera.

Rómulo Encinas Laguna

Es Ingeniero Electricista, realizó estudios en la Facultadde Ingeniería de la Universidad Mayor de San Andrés UMSA,

post grado en la Universidad Mayor de San Simón enSistemas Eléctricos de Distribución. Actualmente ejerce laDocencia Universitaria en la carrera de Ingeniería Eléctrica

de la Facultad de Ingeniería de la UMSA, trabaja en la empresade distribución ELECTROPAZ S.A. en el área de Planificación.

Sus áreas de interés son: Planificación de sistemaseléctricos de distribución, Maquinas Eléctricas, Medición y

Eficiencia Energética


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MÉTODOS PARA INCREMENTAR LA CARGABILIDAD RESTRINGIDA POR RELÉS DE DISTANCIA EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Ing. Juan Marcelo Torrez BaltazarIng. Fidel M. León Sossa

RESUMEN. El presente artículo describe y compara los diferentes métodos empleados para incrementar la capacidad de cargabilidad de las líneas de transmisión, que llega ser restringida por los relés de protección de distancia, sin afectar la confiabilidad ni reducir la cobertura de la protección. Para el estudio se emplea el programa de simulación CAPE, y se analizan un sistema de transmisión, con la finalidad de cuantificar el incremento en la cargabilidad de las líneas.

Palabras claves. CAPE, condiciones de operación de emergencia, límites de cargabilidad de líneas de transmisión, protección de distancia, modelación y simulación digital.

1. INTRODUCCIóN

A pesar de la creciente difusión en los últimos años del esquema de protección diferencial en las líneas de transmisión, los relés de distancia continúan siendo el principal método de protección de líneas de transmisión que conforman en Sistema Troncal de Interconexión (STI). También se debe considerar que la protección diferencial, mantiene funciones de distancia habilitadas como respaldo, ante una eventual pérdida o falla en el canal de comunicaciones.

A través de los años, los relés de distancia han demostrado ser un método confiable para el despeje selectivo de fallas, permitiendo una adecuada coordinación con las protecciones de elementos aledaños. Sin embargo se han presentado casos donde las zonas en sobrealcance o de respaldo (zona 2 y 3), han operado durante condiciones de sobrecarga tolerable de las líneas, provocando la interrupción total o parcial de un área determinada.

Eventos de desconexiones de carga alrededor del mundo, han auspiciado la conformación de

grupos consultivos para tratar específicamente este problema, tal es el caso del grupo de trabajo SPCTF (System Protection and Control Task Force) de la NERC (Noth American Electric Reliability Council) que ha emitido las siguientes conclusiones al respecto:

Primero, que el sistema de potencia debe ser adecuadamente protegido, y segundo que las protecciones del sistema de potencia no debe excluir las acciones del operador para permitir la recuperación del sistema.

2. MÉTODOS PARA INCREMENTAR LA CARGABILIDAD RESTRINGIDA

DE LAS LíNEAS

Muchos métodos para incrementar la capacidad de sobrecarga de las líneas de transmisión han sido sugeridos, a continuación señalamos los más importantes [1]:

a) Incrementar el ángulo del torque máximob) Cambiar la impedancia característica del relé,

de mho a reticularc) Adicionar limitadores para restringir el

alcance resistivod) Desplazar la impedancia característica del

relé en el primer cuadrantee) Modificar ajustes del alcance resistivo en relé

de característica cuadrilateralf ) Habilitar la función de invasión de carga

A continuación se describirán los diferentes métodos mencionados anteriormente, y se analizará su aplicación en un ejemplo práctico. Para el análisis se asumirá que la protección de distancia en zona 3 se ajusta como protección de respaldo de la línea adyacente.

La figura 1 muestra el diagrama unifilar del sistema de transmisión bajo estudio.


85

Figura 1. Sistema de transmisión bajo estudio.

2.1. Incremento del ángulo de torque máximo

El método para incrementar el ángulo del torque máximo está disponible en muchos relés de distancia electromecánicos, electrónicos y digitales. Los relés tipo Mho tienen un alcance máximo a lo largo de un ángulo que generalmente se ajusta cerca del ángulo de impedancia de la línea. El ángulo de máximo alcance también se llega a denominar como ángulo de torque máximo (MTA). En la figura 2, la zona 3 está siendo utilizada como protección de respaldo remoto, asumiendo que la línea entre A y B, se encuentra adecuadamente protegida por un sistema de protección de alta velocidad redundante.

Figura 2. Ajuste del ángulo del torque máximo para incrementar la cargabilidad.

En este ejemplo, el extremo remoto de la línea adyacente se encuentra cubierto con un margen del 25%, resultando en un ajuste de 250 ohm a lo largo del ángulo de torque máximo. El ángulo MTA es igual a 80°, obtenido de los

datos de resistencia y reactancia de la línea. Para incrementar la cargabilidad, el ángulo MTA puede ser ajustado hasta un máximo de 90°. A continuación se detallan las ecuaciones para determinar la máxima transferencia de potencia por la línea sin ocasionar el disparo de la zona 3 del relé de distancia, considerando ZMTA = 250 ohm, y α = 30° (ángulo supuesto de la carga).

)30cos(30 °−×=° MTAZZ MTA (1)

°

=30

2230Z

VTransMax N (2)

°=

30

2

Emerg Z)230x85.0(VTransMax (3)

Tabla 1. Máxima transferencia de potencia permitida en la línea por el relé de distancia.

En la tabla podemos observar que la máxima transferencia en condiciones de emergencia (V = 0.85 p.u.) permitida por el relé de distancia es de 238 MVA.

Con la modificación del torque máximo al valor límite de 90°, se obtiene un incremento en la transferencia de potencia de 306 MVA (29% de mejora) medida a lo largo de una impedancia aparente de carga con ángulo 30°.

Como se puede observar esta técnica incrementa la cargabilidad restringida de la línea, pero a la vez reduce su cobertura frente a fallas de alta resistencia.

2.2 Cambio de impedancia característica del relé, de Mho a Reticular

Si combinamos dos relés de distancia de característica mho (circular) con diferentes ángulos de torque máximo y hacemos que el disparo se dé en la intersección de ambos, obtenemos un relé de característica reticular, como se muestra en la figura siguiente:


86

Figura 3. Ajuste de la característica reticular para incrementar la cargabilidad

Usando el mismo ejemplo del caso anterior, la mejora de la cargabilidad debido al cambio de la característica del relé puede ser determinada mediante la reducción de la impedancia de carga. Cualquier lado del triángulo puede ser determinado si uno de sus lados y su ángulo son conocidos empleando la ley de senos.

En este caso, el lado que nos interesa conocer es el que se encuentra a lo largo de la línea de impedancia, y el lado conocido es la impedancia a lo largo del máximo alcance (MTA). Considerando el ángulo de torque máximo igual al del ejemplo anterior 80°, y el ángulo de la característica reticular igual a 120°.

Figura 4. Cálculo de la cargabilidad de la característica reticular.

Por la ley de senos:

Bsenb

Csenc

= (4)

Sustituyendo el alcance del relé en c y el ángulo reticular de 120° por C, la magnitud de la impedancia a lo largo de la línea de carga de 30° es:

10120250

senb

sen= (5)

Donde b = 50.1 ohm

Calculando la máxima transferencia de potencia en condiciones de emergencia para la impedancia a lo largo de la línea de carga (50.1 ohm), obtenemos una transferencia de 763 MVA, obteniendo un incremento de la cargabilidad de 221%. La característica reticular mantiene intacto su alcance ante falla francas a lo largo de la impedancia de la línea, sin embargo sufre una considerable reducción de su alcance resistivo.

2.3 Adición de limitadores para restringir el alcance resistivo

Algunos fabricantes proveen a los relés con elementos denominados limitadores que pueden operar en conjunto con la función de distancia para restringir su operación a lo largo del eje de las resistencias. El relé de distancia operará solo si la impedancia medida se encuentra dentro de la característica Mho y los dos limitadores, la siguiente figura ilustra el principio de funcionamiento de éste método.

Figura 5. Adición de limitadores a la característica Mho.


87

Los limitadores pueden ser ajustados con ángulo similar al ángulo de torque máximo (MTA) de manera que se encuentren paralelos al alcance máximo (impedancia de la línea protegida). La mejora de la cargabilidad puede ser medida a lo largo de la línea de carga, en este caso asumiendo un alcance resistivo de los limitadores de R=70 ohm (Z30°=80.8 ohm), y un ángulo de impedancia de carga de 30°, la máxima transferencia de potencia permitida por el relé será de Smax = 473 MVA (99% mejora de cargabilidad). Al igual que los anteriores casos, ésta técnica reduce el alcance resistivo de la zona de protección, sin embargo puede ser configurada para ver fallas con la más alta resistencia de falla esperada.

2.4 Desplazamiento de la zona 3

Algunos fabricantes de relés incluyen la posibilidad de desplazamiento de la característica Mho dentro del primer cuadrante del plano de impedancias. Esta técnica es ideal cuando se tiene la intención de configurar la zona 3 como protección de respaldo de la o las líneas adyacentes a la línea protegida, sin afectar la cargabilidad de la línea, como se muestra en la figura 6.

Figura 6. Desplazamiento de la zona 3 en la característica Mho.

En la figura, la zona 3 del relé (circulo en línea sólida) es reemplazada por la zona 3 desplazada (circulo en línea segmentada), llegando a cubrir solo una parte de la línea protegida (A-B), y más del 100% de la línea adyacente (B-C). En este caso

la mejora en la cargabilidad llega a depender del alcance de la zona 2 a lo largo de la línea de carga. Del ejemplo, la zona se ajusta al 125% de la impedancia de la línea 1.25x105 = 131.2 ohm a 80°. Reemplazando en las ecuaciones 1 y 2, obtenemos que la máxima transferencia de carga permitida por el relé en condiciones de emergencia es de 453 MVA (91% de mejora)

La principal desventaja de este método, es que el desplazamiento de la zona 3 solo cubre una pequeña parte de la línea protegida, funcionando únicamente como protección de respaldo de la línea adyacente.

2.5 Modificación de ajustes en la característica cuadrilateral

Algunos relés de distancia digitales permiten seleccionar entre la característica mho y cuadrilateral. En caso de la característica cuadrilateral, uno de los parámetros a ajustar es el alcance resistivo, que está directamente relacionada con la restricción en la cargabilidad de la línea. Este tipo de característica es principalmente empleada en la protección de líneas largas, permitiendo ajustar independientemente el alcance reactivo a lo largo de toda la línea protegida y el alcance resistivo de manera de minimizar el impacto de la invasión de carga manteniendo la cobertura frente a fallas de alta resistencia. En la figura 7 se muestra un relé de distancia cuadrilateral con ajustes de alcance resistivo diferentes por zonas.

Figura 7. Reajuste de la zona3 cuadrilateral a lo largo de eje resistivo.


88

La mejora de la cargabilidad es medida de igual forma que el método de adición de limitadores, asumiendo un alcance resistivo de R=70 ohm, y un ángulo de impedancia de carga de 30°, la máxima transferencia de potencia permitida por el relé será de Smax = 473 MVA (99% mejora de cargabilidad).

2.6 Habilitación de la función de invasión de carga

Los métodos tradicionales para incrementar la cargabilidad restringida por los relés de distancia generalmente resultan en una pérdida significativa en la cobertura del plano de impedancias, más específicamente en lo que se refiere al alcance resistivo [2].

Muchos de los relés digitales actuales ofrecen una técnica mucho más adecuada para discriminar entre un estado de sobrecarga de emergencia o una falla.

A ésta característica se la denomina como “Invasión de Carga”, e imponen restricciones más apropiadas a la operación de los elementos de distancia, que los demás métodos señalados anteriormente.

Debido a que la sobrecarga (especialmente en elementos de transmisión) se presenta en forma balanceada, las restricciones de operación serán aplicadas solo a elementos de distancia trifásicos.

La operación del relé frente a fallas monofásicas, bifásicas aisladas y bifásicas a tierra no es afectada por la función de invasión de carga.

El relé calcula el voltaje (V1) y la corriente (I1) de secuencia positiva de las cantidades analógicas medidas, y determina la magnitud y el ángulo de la impedancia de secuencia positiva (Z1).

Si la impedancia calculada cae dentro de la región definida por la invasión de carga, el elemento de distancia trifásico es bloqueado para su operación. La figura 8 muestra el funcionamiento de este método.

Figura 8. Habilitación de la función de invasión de carga.

Como se observa en la figura 8, la pérdida en la cobertura resistiva es mínima en comparación con los otros métodos, limitándose solo al área de intersección entre las características mho y de invasión de carga

2.6.1 Ajuste de la función de invasión de carga

Para el ajuste de ésta función podemos considerar la máxima carga permitida por el límite térmico del conductor RAIL de 993 A de corriente nominal. Es importante señalar que el límite de cargabilidad de las líneas de transmisión puede ser definidas también por máximas caídas de tensión permitidas y/o criterios de estabilidad [2].

Asumiendo una condición de emergencia, la impedancia de la carga para el límite térmico de la línea queda definida por la siguiente ecuación:

nom

emergVemergtermLim I

VZ

3= (6)

Resultado una impedancia restringida por el límite térmico del conductor de ZLim ter emerg = 113.7 ohm a 30°, equivalente a una máxima trasferencia de 336 MVA, en condiciones de emergencia. Debido a la versatilidad de esta función podemos ajustar el límite de cargabilidad restringida de la línea a los valores calculados anteriormente,


89

resultado en una mejora de la cargabilidad de 41%.

2.7 Comparación de los métodos de mejora de la cargabilidad restringida de las líneas

Con ayuda del caso de estudio, se pudo cuantificar la magnitud de la mejora en la cargabilidad de las líneas restringida por los relés de distancia, bajo ciertas condiciones de operación, como ser un estado de de emergencia (V=0.85 p.u.) y un ángulo de carga de 30°. A continuación se resumen los principales resultados obtenidos, y se añade una descripción de las ventajas y desventajas en su aplicación:

Tabla 1. Comparación de los métodos de mejora de cargabilidad de las líneas.

Como se puede observar, la técnica más apropiada para mejorar la cargabilidad restringida por relé de distancia en líneas de transmisión es la habilitación de la función de invasión de carga, disponible en la mayoría de los relés digitales actuales.

3. FUNCIONES DE INVASIÓN DE CARGA (LOAD ENCROACHMENT)

La lógica de invasión de carga en los relés de distancia digitales tiene la finalidad de prevenir el disparo de la protección durante una condición de sobrecarga manejable del sistema. Los principales fabricantes de relés de protección como ser ABB, SEL, SIEMENS y

GE, tienen disponible esta función en su lógica de operación para permitir un manejo más versátil de las condiciones de carga del sistema protegido.

La figura 9 muestra las características de invasión de carga de los principales relés comerciales.

3.1. Modelo en el programa CApE

Para el análisis en el programa CAPE utilizaremos un relé SIEMENS modelo 7SA6 disponible en la librería de componentes de relés.

El modelo dispone de dos elementos de invasión de carga ZLOAD_PH y ZLOAD_GND, los cuales son evaluados individualmente en el módulo de coordinación [8].

El elemento ZLOAD_GND contiene los siguientes campos ajustables:

1. 1241 “R load (ph-E)” Impedancia de carga mínima

2. 1242 “phi load (ph-E)” Ángulo de carga máximo

El elemento ZLOAD_PH requiere los siguientes ajustes:

1. 1243 “R load (ph-ph)” Impedancia de carga mínima

2. 1243 “phi load (ph-ph)” Ángulo de carga máximo

Cada elemento tiene dos unidades, una para monitorear condiciones de carga de importación, y otra condiciones de carga de exportación.

Si los elementos de invasión de carga son evaluados individualmente en el módulo de coordinación, todos los posibles lazos de impedancia serán revisados.

Para el elemento ZLOAD_PH los tres lazos fase-fase son revisados, para ZLOAD_GND son los lazos fase-tierra.


90

Figura 9. Característica de invasión de carga de relés a) ABB, b) SEL, c) Siemens y d) General Electric.

Cuando los elementos de distancia (zona 1 a 5, y zona 1B) son evaluadas, los elementos de invasión de carga también lo son, pero solo en aquellos lazos donde ha sido identificado una operación por el algoritmo de medición de distancia. Esto quiere decir que por ejemplo, si la zona de distancia indica la operación exclusiva del lazo B-C, solo el elemento ZLOAD_PH será evaluado, y solo en el lazo B-C, mientras que el elemento ZLOAD_GND no será evaluado. Es importante hacer notar que la impedancia aparente empleada para la determinación de la operación del elemento de invasión de carga es la misma usada por los elementos de distancia.

4. EVALUACIóN DE LA FUNCIóN DE INVASIÓN DE CARGA

Para la evaluación del elemento de invasión de carga se utilizará el modelo de relé marca SIEMENS tipo 7SA6, protección de distancia de líneas de transmisión, cuya característica se muestra en la figura 10. La determinación de ajustes a ingresar en el modelo se realiza siguiendo los lineamientos señalados en el manual de instrucciones del relé [4].

En el punto 2.6.1 se determinó la impedancia del límite térmico de la línea en 113.7 ohm. De acuerdo a la característica del modelo, se requiere ajustar el valor de resistencia de carga R load:

)30cos( °×= ZloadR (7)

Dando un valor de R load = 98.5 ohm. Asumiendo un margen de seguridad del 10% tenemos:

loadRloadR ×= 9.0* (8)

Resultando un valor de resistencia de carga R load* de 88.6 ohm, tanto para el elemento fase-fase (ZLOAD_PH), como para el de fase-tierra (ZLOAD_GND). Llevando la resistencia a valores secundarios:

RTPRTCloadRloadR PRISEC ×= (9)


91

Resultando R loadSEC = 26.6 ohm. Adicionalmente se requiere ajustar el ángulo de difusión de la característica trapezoidal, como un valor mayor (aproximadamente 5°) al ángulo de la máxima carga espera. En nuestro caso se asumió un ángulo de carga máxima de 30° por lo que el ángulo de la característica resulta 35°.

Figura 10. Característica de la invasión de carga en el modelo del relé SIEMENS 7SA6.

4.1. Caso A: Sin la función de invasión de carga habilitada

Se simular un primer caso con la función de invasión de carga deshabilitada, para tal efecto debemos configurar el valor de R load (ph-ph) igual a infinito. La figura 10, muestra la incursión de la impedancia de carga dentro de la zona 3 de la protección de distancia, para una transferencia de 345 MVA en condiciones de emergencia. A continuación el reporte del programa de simulación para la zona 3.

Evaluation LoopsIn loop A-G-----------Loop not enabledNo operation in loop A-G In loop B-G-----------Loop not enabledNo operation in loop B-G

In loop C-G-----------Loop not enabledNo operation in loop C-G In loop A-B-----------Generic Apparent impedance in loop A-B: 33.333 ohmsMeasured Impedance, R, X: 29.213 16.053 ohmsOperating Quantity = 1.089 @ -61.697 deg.Polarizing Quantity = 204.264 @ -99.141 deg.DIRZ = 0.005 @ 37.445 deg.Fault direction matches zone direction: FWDRight resistive blinder check: SatisfiedLeft resistive blinder check: SatisfiedReactance check: SatisfiedOperation in loop A-B In loop B-C-----------Generic Apparent impedance in loop B-C: 33.333 ohmsMeasured Impedance, R, X: 29.213 16.053 ohmsOperating Quantity = 1.089 @ 178.303 deg.Polarizing Quantity = 204.264 @ 140.859 deg.DIRZ = 0.005 @ 37.445 deg.Fault direction matches zone direction: FWDRight resistive blinder check: SatisfiedLeft resistive blinder check: SatisfiedReactance check: SatisfiedOperation in loop B-C In loop C-A-----------Generic Apparent impedance in loop C-A: 33.333 ohmsMeasured Impedance, R, X: 29.213 16.053 ohmsOperating Quantity = 1.089 @ 58.303 deg.Polarizing Quantity = 204.264 @ 20.859 deg.DIRZ = 0.005 @ 37.445 deg.


92

Fault direction matches zone direction: FWDRight resistive blinder check: SatisfiedLeft resistive blinder check: SatisfiedReactance check: SatisfiedOperation in loop C-A Loop Elimination Procedure ...No loops eliminated Fault detected in loop A-BFault detected in loop B-CFault detected in loop C-A Checking Load Encroachment ...Load Encroachment Element ZLOAD_PH does not operate 61 DIST “Z3” 3 supervised internally by 61 AUX “ENABLE_DIST_ZONES”61 DIST “Z3” 3 operates in 1.0 cyc + supervisor 0.0 cyc; 0.02 + 0.00 sec; 3-phaseLeft-click on supervisor ID for details:Element: 61 DIST Z3 3 OpSupervisor: 61 AUX ENABLE_DIST_ZONES OpSupervisor: 61 AUX FD OpSupervisor: 61 DIST OC 1 No OpSupervisor: 61 DIST U/I/PHI 1 No Op

Como se puede observar, la falla es detectada por los lazos A-B, B-C y C-A de la zona 3 de distancia, posteriormente evalúa la incursión de carga (Load Encroachment). Al encontrarse deshabilitada la función, el elemento DIST Z3 opera, y activa el temporizador de la zona 3, ocasionando la desconexión de la línea.

4.2. Caso B: Con la función de invasión de carga habilitada

Ajustando la función de invasión de cargas con los valores obtenidos anteriormente, R load (ph-ph) igual a 26.6 ohm y el ángulo característico a 35°, habilitamos la función.

A continuación simulamos el mismo estado de sobrecarga (345 MVA) de la línea en condición de emergencia, resultado:

Evaluation LoopsIn loop A-G-----------Loop not enabledNo operation in loop A-G In loop B-G-----------Loop not enabledNo operation in loop B-G In loop C-G-----------Loop not enabledNo operation in loop C-G In loop A-B-----------Generic Apparent impedance in loop A-B: 33.333 ohmsMeasured Impedance, R, X: 29.213 16.053 ohmsOperating Quantity = 1.089 @ -61.697 deg.Polarizing Quantity = 204.264 @ -99.141 deg.DIRZ = 0.005 @ 37.445 deg.Fault direction matches zone direction: FWDRight resistive blinder check: SatisfiedLeft resistive blinder check: SatisfiedReactance check: SatisfiedOperation in loop A-B In loop B-C-----------Generic Apparent impedance in loop B-C: 33.333 ohmsMeasured Impedance, R, X: 29.213 16.053 ohmsOperating Quantity = 1.089 @ 178.303 deg.Polarizing Quantity = 204.264 @ 140.859 deg.DIRZ = 0.005 @ 37.445 deg.Fault direction matches zone direction: FWDRight resistive blinder check: SatisfiedLeft resistive blinder check: Satisfied


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Reactance check: SatisfiedOperation in loop B-C In loop C-A-----------Generic Apparent impedance in loop C-A: 33.333 ohmsMeasured Impedance, R, X: 29.213 16.053 ohmsOperating Quantity = 1.089 @ 58.303 deg.Polarizing Quantity = 204.264 @ 20.859 deg.DIRZ = 0.005 @ 37.445 deg.Fault direction matches zone direction: FWDRight resistive blinder check: SatisfiedLeft resistive blinder check: SatisfiedReactance check: SatisfiedOperation in loop C-A Loop Elimination Procedure ...No loops eliminated Fault detected in loop A-BFault detected in loop B-CFault detected in loop C-A Checking Load Encroachment ... ZLOAD_PH Operates in loop A-BZLOAD_PH Operates in loop B-CZLOAD_PH Operates in loop C-A The following distance loops are blocked:Distance loop A-BDistance loop B-CDistance loop C-A 61 DIST “Z3” 3 supervised internally by 61 AUX “ENABLE_DIST_ZONES”61 DIST “Z3” 3 does not operateLeft-click on supervisor ID for details:Element: 61 DIST Z3 3 No OpSupervisor: 61 AUX ENABLE_DIST_ZONES OpSupervisor: 61 AUX FD OpSupervisor: 61 DIST OC 1 No OpSupervisor: 61 DIST U/I/PHI 1 No Op

Observamos que al igual que el caso anterior, la sobrecarga es detectada por los lazos A-B, B-C y C-A de la zona 3 de distancia, sin embargo el elemento DIST Z3 no llega a operar, debido a que es bloqueada por el elemento ZLOAD_PH, que detecta la invasión de carga y evita la operación de la protección.

La permanencia de la línea de transmisión en el sistema transportando una carga de emergencia, contribuye a mantener la estabilidad y evitar el potencial colapso parcial o total de la red, otorgando tiempo suficiente a los operadores del sistema para tomar las acciones necesarias para descargar la línea o las líneas comprometidas, mejorando la confiabilidad del sistema ante contingencias.

5. CONCLUSIONES

El estudio hizo una descripción de los principales métodos de mejora de la cargabilidad restringida de las líneas de transmisión, resumiendo sus principales ventajas y desventajas en su aplicación. Del análisis se concluyó que el método más adecuado es la habilitación de la función de invasión de carga (Load Encroachment) disponible en la mayoría de los relés de distancia digitales.

Posteriormente analizamos en detalle la función de invasión de carga, mostrando las diferentes zonas de restricción característica disponibles en los relés de distancia de las principales marcas comerciales. También se describió la metodología de ajuste del elemento, en función de la capacidad térmica del conductor de la línea de transmisión. Sin embargo es importante señalar que las limitaciones en la transferencia de potencia, no son restringidas solo por la capacidad térmica del conductor, sino que pueden ser limitadas por la máxima caída de tensión permitida o los límites de estabilidad. Finalmente verificamos con ayuda de un modelo se simulación, las ventajas de habilitar la función de invasión de carga, con el objetivo de evitar la desconexión de la línea durante condiciones de emergencia, permitiendo a los operadores tomar las acciones necesarias y evitar un posible colapso del sistema.


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REFERENCIAS

1. “Methods to Increase Line Relay Loadability,” Technical Document Prepared by the System Protection and Control Task Force of the NERC Planning Committee for the North American Electric Reliability Council, June 7, 2006.

2. “Application of Overreaching Distance Relay,” School of Electrical and Computer Engineering, Georgia Tech.

3. K. Brinkis, D. Drozds, “Load Encroachment Resistance Settings Calculation Features for Digital Distance Protection,” Relay Protection and Substation Automation of Modern Systems, CIGRE, September 2007.

4. “SIPROTEC Distance Protection 7SA6,” Instruction Manual 7SA6 v4.3, Siemens AG, 2003.

5. “Line Differential Protection RED670,” Reference Manual, Schweitzer Engineering Laboratories Inc, 2008.

6. “SEL-421 Relay Protection and Automation System,” Application Manual v1.2, ABB, May 2010.

7. “L90 Line Current Differential System,” UR Series Instruction Manual v5.7, GE Multilin, General Electric Industrial Systems, 2009.

8. “Setting the SIEMENS 7SA6 Relay in the Computer-Aided Protection Engineering System (CAPE),” CAPE Users´ Group, July 2007.

AUTORES

Juan Marcelo Torrez Baltazar

Ingeniero Electricista de la UMSA, miembro IEEE y usuario del programa ATP-EMTP. Realizó

cursos de especialización en modelación de redes eléctricas y en protecciones de sistemas

de potencia.

Anteriormente formó parte del equipo de investigación y estudios eléctricos de la

Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Actualmente se desempeña como Ingeniero de Protecciones en la Gerencia de Operaciones del

Comité Nacional de Despacho de Carga.

Sus áreas de interés son: Sistemas de Potencia, Calidad de Energía, Sistemas Control,

Estabilidad Transitoria-Dinámica, Transitorios Electromagnéticos y Protecciones Eléctricas.

Fidel M León Sossa

Ingeniero Electricista de la UMSS, ha realizado estudios de maestría en distribución de Energía

Eléctrica en la UMSS.

Se ha desempeñado como ingeniero de Sistemas de Potencia en el CNDC desde 1997,

como Especialista en Sistemas de Potencia a partir de 2005 y como Jefe de la División

de Análisis Operativo de la Gerencia de Operaciones del CNDC a partir de 2009 hasta la

fecha.

Ha realizado cursos de capacitación y entrenamiento en el manejo de programas especializados en ingeniería eléctrica, como

el PSS/E de PTI, Power Factory de DigSILENT y CAPE de ELECTROCON


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BOMBEO DE AGUA CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOSNECESIDADES Y APLICACIONES EN BOLIVIA

Renán Jorge Orellana Lafuente

RESUmEN: El agotamiento de las fuentes de agua superficiales ha dado lugar a la búsqueda de fuentes cada vez más profundas, para ello es necesario bombear el agua de un nivel inferior donde está disponible a un nivel superior donde debe ser utilizada.

Bombear agua requiere de alguna fuente de energía, sea esta la fuerza humana o animal, la electricidad o un derivado del petrolero (gasolina o diesel), Sin embargo, recientemente se considerado otro recurso que es gratuito, la energía del sol, que convertida en energía eléctrica a través de un conjunto de paneles solares, permite bombear agua en lugares remotos y en condiciones competitivas con otras fuentes de energía.

Un sistema de bombeo fotovoltaico, es simple, consta de un conjunto de paneles solares, un dispositivo de control y protección y la bomba que funciona con la energía (corriente continua) producida por los paneles. No se usan baterías, ya que el agua bombeada durante el día es almacenada para usar en las horas de ausencia de radiación solar.

En Bolivia se han realizado algunas experiencias aisladas para el bombeo de agua potable, principalmente para el consumo humano; un intento de masificar el uso de la tecnología solar para apoyar procesos productivos rurales, específicamente el bombeo de agua para bebederos de animales, está siendo desarrollado por Energética con el apoyo de la ONG Alemana KarEn. El presente artículo presenta datos iniciales de la implementación de este proyecto.

Palabras clave: Bombeo de agua, sistemas fotovoltaicos, electrificación rural

1. INTRODUCCIóN

Las demandas de agua en Bolivia y el mundo son cada vez mayores, no sólo por el crecimiento de la población, sino también por la creciente

escases de recursos hídricos, debiendo realizarse grandes esfuerzos para lograr un suministro confiable.

La amenaza de sequía en Bolivia es alta en la zona suroeste, que comprende parte de los departamentos de Potosí y Oruro, en el altiplano; sin embargo, también afecta a la región del chaco de los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija, para resolver esta problemática se debe recurrir a los sistemas de bombeo.

Por otro lado, la cobertura de agua potable en Bolivia para el año 2008 llegó a 74,6%. El área urbana es la que cuenta con mayor cobertura, alrededor de 87,1%; mientras que en el área rural sólo se llega a la mitad de la población (50,8%) (PNUD 2011).

Frente a la situación expuesta, el bombeo solar o fotovoltaico es la forma más sencilla y económica para suministrar agua a las regiones rurales aisladas de la red eléctrica, empleando además una tecnología limpia. Mediante la energía solar se puede bombear agua desde un pozo, una vertiente o un rio, y usarla para dotar de agua una pequeña comunidad, regar una huerta o cambiar el tipo de cultivo de una parcela agraria, de secano a regadío.

Energética con el apoyo de la ONG alemana KarEn está ejecutando el proyecto “Mejora del abastecimiento de agua para consumo humanos y de animales en base de energías renovables en Bolivia “, el mismo que tiene como objetivo mejorar de la calidad de vida de la población rural de la zona andina mediante el abastecimiento regular de agua para consumo humano y animales.

2. DEMANDA DE AGUA

El método más usado para el abastecimiento de agua es el desvío del curso de un rio para que este fluya por gravedad hasta el lugar


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deseado, lamentablemente no es posible aplicar este método en todos los lugares ni en todas las épocas del año, por ello es necesario usar métodos de bombeo, para extraer el agua del subsuelo o de las fuentes superficiales que se encuentran en niveles inferiores.

Especialmente en las zonas rurales donde la provisión de energía eléctrica convencional presenta dificultades, el bombeo fotovoltaico, que aprovecha la energía del sol, puede ser usado para extraer el agua desde un pozo u otro tipo de fuente. Las necesidades de agua en el área rural pueden ser divididas en tres grandes grupos:

• agua para consumo humano, • agua para consumo de animales y, • agua para riego.

2.1. Agua para consumo humano.

En las zonas rurales de los países en desarrollo las necesidades de agua varían principalmente en función de la zona geográfica y el estilo de vida y pueden ser de: 20 a 45 litros por persona por día, que sirve principalmente para cocinar y beber y aproximadamente 100 litros por persona por día, donde ya se tiene hábito de consumo, especialmente usos de duchas, lavanderías y baños. Se deberá hacer una evaluación de cada sitio o comunidad (Eduardo Lorenzo 2005).

2.2. Agua para consumo animal.

La demanda de agua destinada a los animales dependerá del tipo de animal, la tabla 1 presenta valores aproximados.

Tabla 1: Consumo diario de agua de algunos animalesFuente: Elaboración propia

2.3. Agua para riego.

La demanda de agua destinada al riego dependerá de la zona y el cultivo, además de la tecnología de riego.

3. ALTERNATIVAS PARA EL BOMBEO DE AGUA

Las fuentes de abastecimiento de agua constituyen el elemento central a la hora de diseñar un sistema de bombeo. De acuerdo a la forma de abastecimiento, hay dos tipos de fuentes: i) aguas superficiales y, ii) aguas subterráneas.

En el caso de los sistemas fotovoltaicos, estos son competitivos con relación a los sistemas convencionales cuando:

• Se requieren cantidades pequeñas de energía y la altura de bombeo no es muy elevada

• El lugar está alejado de la red eléctrica convencional o es de difícil acceso

• Se dispone de recurso solar suficiente (más de 3 kWh/m2/día) (Sandia National Laboratories 2001)

La figura 1 muestra la tecnología de bombeo más apropiada de acuerdo al volumen de agua requerido y la altura de bombeo (carga dinámica total).

Fig. 1: Tecnologías de bombeo apropiados en función de altura y caudal

Fuente: Sandia National Laboratories, 2001.

Cuando la alternativa seleccionada es el bombeo fotovoltaico (siguiendo los criterios anteriores),

Animal Consumo (l/animal/día) Vaca 40 Caballo 30 Chancho 9 Llama 4 Oveja 4 Cabra 3 Gallina 0.2


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será importante conocer qué tipo de bomba es la más apropiada, para una determina carga dinámica total y un volumen diario requerido.

Fig. 2: Aplicación de los diferentes tipos de bombas fotovoltaicas

Fuente: Sandia National Laboratories, 2001.

La figura 2 es referencial y de contrastación, ya que cada fabricante ofrece varios modelos de bombas y cada una tiene un rango óptimo de operación.

4. LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS, UNA SOLUCIÓN PARA EL

BOMBEO DE AGUA

Un sistema de bombeo fotovoltaico está constituido básicamente por: un conjunto de paneles o módulos solares que convierten la energía del sol en energía eléctrica, una bomba de agua que podrá ser superficial o sumergible como se muestran en las figuras 3 y 4, el controlador que realiza el control del funcionamiento del sistema y además ofrece la protección necesaria a la bomba, el pozo o depósito de bombeo, el tanque de almacenamiento, los accesorios de plomería (tuberías, codos, uniones, etc.), los accesorios eléctricos (cables, conectores, etc.)Los paneles fotovoltaicos producen energía eléctrica a una tensión de 12, 24 o más voltios

en corriente continua, dependiendo delas conexiones que se realicen entre los paneles, esta electricidad es consumida por el motor de la bomba, que también trabaja en corriente continua, el agua es bombeada desde el fondo del pozo al tanque de almacenamiento ubicado a una determinada altura dependiendo de la demanda de agua.

Es importante mencionar que los sistemas de bombeo fotovoltaico, en la mayoría de los casos no funcionan conectados a una batería o banco de baterías, funcionando solamente en horas donde hay suficiente radiación solar, en ese tiempo debe bombear la suficiente cantidad de agua (al tanque superior) para que la misma pueda ser usada a lo largo del día. Sin embargo en algunas aplicaciones especiales, como ser los casos donde hay dificultades para la construcción de un tanque elevado así que la presión de distribución la dará la altura del depósito (Orellana 2012).

Fig. 3: Instalación de un Sistema de bombeo fotovoltaico sumergible (Uyarani – Oruro)

Fig. 4: Instalación de un Sistema de bombeo fotovoltaico superficial (Villa Nueva – Oruro)


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5. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO SOLAR

Comparados con los otros sistemas de bombeo, el bombeo solar presenta muchas ventajas que ha dado lugar a una mayor difusión de la tecnología, especialmente en zonas rurales aisladas de los países en vías de desarrollo, estas se muestran en la tabla 2.

Tabla 2: Ventajas del bombeo fotovoltaicoFuente: Elaboración propia

Aunque son menos que las ventajas, también existen algunas limitaciones o desventajas que la tecnología presenta, las mismas se presentan en la tabla 3.

Tabla 3: Desventajas del bombeo fotovoltaicoFuente: Elaboración propia

6. EL pROYECTO KAREN LOGROS Y DESAFíOS

Durante la gestión 2010, con el financiamiento de KarEn , Energética ejecutó un proyecto piloto que benefició a 4 comunidades del departamento de Oruro, en los municipios de Salinas de Garci Mendoza, Corque y Sabaya.

En los 2 primeros casos se contó con la participación de los Gobiernos municipales, mientras que en el caso de Uyarani fue la comunidad que realizó el aporte de contraparte (R. Orellana 2011).

Las comunidades, principalmente Uyarani, han realizado los trabajos comprometidos de manera coordinada y responsable, consistiendo básicamente en:

• Perforación de los pozos• Fabricación y colocación de anillas de

cemento para los pozos• Acopio de material (piedra y arena)• Construcción de pedestales para los tanques• Excavación de zanjas para colocación de

ductos• Además del apoyo en todo el proceso de

instalación de las bombas y ductos.

Los aportes de las comunidades han sido exclusivamente en especie (material y mano de obra) y fueron administrados por ellos mismos.

En el caso de los sistemas instalados en las comunidades de Villa Nueva (Corque) y Cotaña

Ventaja Descripción Baja necesidad de mantenimiento

En general los sistemas fotovoltaicos requieren de poco mantenimiento, debido a que el generador (módulo) no tiene partes móviles, en este caso además no tienen baterías, lo que reduce más aún la necesidad de mantenimiento.

Es limpia y no agrede al medio ambiente

Los sistemas de energía renovable y este caso de energía solar fotovoltaica, debido a que no usa ninguna forma de combustible, no genera gases contaminantes.

No requiere combustible Al convertir la energía solar en energía eléctrica y luego en energía mecánica o hidráulica, se prescinde de los combustibles que son costosos y contaminantes.

Fácil instalación Debido a la simplicidad de conexión entre la fuente de energía (módulos solares) y la bomba a través de los dispositivos de control y protección.

Durabilidad y confiabilidad

Los materiales utilizados en la fabricación de las bombas y motores DC permiten garantizar tiempos de funcionamiento mayores, en las condiciones de instalación.

Operación sin necesidad de asistencia

Los sistemas de bombeo fotovoltaicos, normalmente cuentan con dispositivos electrónicos para el control y adecuación de la potencia, estos mismos dispositivos permiten automatizar su funcionamiento y por tanto no requieren de personal dedicado.

Bajos costos operativos Al no requerir de combustible o suministro eléctrico que debe ser pagado mensualmente y tampoco personal dedicado, los costos operativos son reducidos.

Sistema modular Los sistemas de bombeo fotovoltaicos pueden ser implementados a medida que la demanda aumenta, a diferencia de los sistemas tradicionales que deben tener la potencia de la demanda proyectada.

Adecuación de las épocas de mayor demanda de agua con la disponibilidad de recurso energético.

A través de la inclinación adecuada de los módulos es posible modificar la época de mayor producción de energía y por tanto de agua, permitiendo adecuar la misma a las épocas de mayor demanda (falta de lluvias).

Desventaja Descripción Costo inicial elevado

A pesar de la reducción de los precios de los módulos, un sistema de bombeo solar aún presenta un costo inicial elevado, que en muchos casos limita una mayor difusión de la tecnología.

Baja productividad en días nublados

Como todas las fuentes energéticas intermitentes, la energía solar depende de las condiciones atmosféricas y en este caso se producirá menos agua cuando existan días nublados.

No familiaridad de los usuarios con el sistema

Al ser una tecnología nueva, es necesario romper barreras de desconocimiento de los usuarios sobre esta solución tecnológica y sus ventajas. Es posible bombear agua con energías solar.

Necesidad de existencia de recurso solar adecuado

Los sistemas de bombeo fotovoltaico pueden ser utilizados en aquellos lugares donde existen buenos niveles de radiación, normalmente superiores a los 3,5 kWh/m2/día.


103

(Salinas de Garci Mendoza) los aportes de los Gobiernos Municipales fueron:

• Cerco perimetral• Perforación de los pozos• Tanque de almacenamiento • Estructura de los tanques elevados• Red de distribución en las comunidades• Grifos en cada una de las viviendas• Tuberías principales

Es valorable el trabajo de las comunidades, pero en algunos casos se requiere de una mayor participación de los gobiernos municipales.

Las características de los 4 sistemas de bombeo construidos en la primera fase del proyecto se muestran en la tabla 4.

Tabla 4: Características de los primeros sistemas de bombeo solar

Fuente: Elaboración propia

Los sistemas de bombeo instalados en estas 4 comunidades, son monitoreados periódicamente y entre los beneficios que se observas después de un año de funcionamiento:

• Disponibilidad regular de agua en los grifos de las viviendas.

• Reducción del trabajo de mujeres y niños para ir a buscar agua en la fuente más cercana.

• Disminución de la mortalidad de animales por efecto de sequias.

• Mejora de la salud y la calidad de vida de la población.

A partir de la primera experiencia, se han

planteado nuevas metas para la implementación del proyecto, previéndose en las gestiones 2011 al 2013 la instalación de sistemas de bombeo de agua usando fuentes energéticas renovables, solar y eólica, en la zona andina de Bolivia, principalmente los departamentos de Oruro y La Paz, en esta etapa el proyecto tiene tres componentes: • Sistemas de bombeo fotovoltaico para

productores de camélidos del departamento de Oruro. El proyecto final está destinado para instalar 40 sistemas de bombeo que beneficiarían a 200 familias de productores y a aproximadamente 20.000 cabezas de ganado camélido.

• Sistemas de bombeo fotovoltaico para agua potable en el departamento de Oruro. El proyecto beneficiará a 10 comunidades que ya tienen pozos perforados por la Gobernación, las Alcaldías de Oruro o por los propios beneficiarios y que están lejos de la red eléctrica.

• Sistemas de bombeo eólico y/o solar en la comunidad de Jiska Ajaria del municipio de Achacachi, La Paz, en la comunidad se están instalado sistemas de bombeo eólico para consumo humano y para el riego de pequeñas parcelas.

7. CONCLUSIONES

Los sistemas de bombeo fotovoltaico instalados en el departamento de Oruro se encuentran funcionando de acuerdo a lo previsto, satisfacen las demandas de agua de las comunidades, tanto para consumo humano como animal.

Se han realizado otras pruebas de sistemas de bombeo solar superficial (montados en flotador) en puestos ganaderos del Chaco boliviano, se pudo bombear agua de un atajado a un tanque australiano (tanque elevado de tierra), esta alternativa permitiría evitar pérdidas de agua de los atajados por infiltración en las épocas posterior a la lluvia.

Sistema Familias Tipo de bomba

Potencia Wp

Volumen m3/día

Cotaña 18 sumergible 100 2,0 Villa Nueva 15 + escuela superficial 100 2,5 Uyarani – A 10 sumergible 100 2,5 Uyarani – B 3 sumergible 100 1,2

1 KarEn, es la sociedad para el fomento de energías alternativas en el Caribe ®, es una asociación de beneficio comunitario que fue fundada en 1992 con el objetivo de aportar al cambio energético en los países del Caribe y ayudar a reducir la dependencia de esos países a las importaciones de petróleo al aprovechar de manera más intensiva el sol, el viento, la fuerza del agua y la biomasa para el abastecimiento de energía.


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La segunda fase del proyecto KarEn, donde se deben instalar 40 sistemas de bombeo fotovoltaicos para bebederos de animales, ha tenido gran aceptación de los grupos de productores organizados, para ello se ha contado con el apoyo del Servicio Departamental de Agricultura y Ganadería (SEDAG) de la Gobernación de Oruro, actualmente los beneficiarios están realizando la construcción de sus pozos y bebederos para el posterior montaje de los paneles solares y las bombas.

Es posible realizar el bombeo de mayores volúmenes de agua y desde profundidades mayores, es el caso de las demandas en zonas críticas como el chaco, donde se deben bombear 10 a 20 litros por días, desde profundidades que oscilan entre 100 y 200 metros, en estos casos los sistemas funcionarán con campos de paneles de hasta 4 kW.

8. REFERENCIAS

[1] Eduardo Lorenzo, Fernando Poza, Luis Narvarte, Maria Cristina Fedrizzi, Roberto Zilles. Buenas prácticas en la implantación de sistemas fotovoltaicos de bombeo. Madrid: Instituto de Energía Solar, Universidad Politécnica de Madrid, 2005

[2] Orellana, Renán. Informe de Cierre, 4 instalaciones de bombeo fotovoltaico. Cochabamba: Energética, 2011.

[3] Orellana, Renán. Introducción a los sistemas de bombeo de agua. Cochabamba: Energética, 10

de Marzo de 2012. [4] PNUD. Tras las huellas del cambio climatico. La Paz: PNUD, 2011. [5] Sandia National Laboratories. Guia para el desarrollo de proyectos de bombeo de agua con

energía fotovoltaica. Las Cruces: Southwest Technology Development Institute, 2001.

Renán Orellana Lafuente

Es Ingeniero Eléctrico (UMSS-Bolivia) y Master en Ingeniería (USP-Brasil) con más de quince años de práctica profesional en el sector eléctrico, especializado en electrificación rural, energías renovables y uso eficiente de la electricidad.

Cuenta con amplia experiencia en investigación, desarrollo, evaluación, ejecución, capacitación, docencia y dirección de proyectos de provisión de energía, además de aspectos normativos del sector eléctrico boliviano, sistemas de calidad y medio ambiente. Producto de dicha experiencia ha escrito más de treinta artículos publicados a nivel nacional e internacional y ha participado en calidad de expositor e instructor en medio centenar de eventos.


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5 lux: percepción del movimiento de las personas, las máquinas y los vehículos (utilización, carga y descarga de material...).

20 lux: percepción del movimiento de las personas, las máquinas y los vehículos en un terreno accidentado, en trabajos en que no se precisa atención al detalle (grandes obras, armazones...).

50 lux: trabajos en los que se precisa una atención al detalle limitada (cobertura, excavaciones...).

100 lux: trabajos en los que se precisa atención al detalle (electricidad, fontanería...).

200 lux: trabajos en los que se precisa una gran atención al detalle (examen de planos, cableado minucioso...).

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109

Una de las características más relevantes de la moderna sociedad industrial es la presencia generalizada de equipos y consumidores que incluyen componentes electrónicos que son extremadamente sensibles a las sobretensiones cualquiera que sea el origen de las mismas.

Las compañías de seguros revelan que las sobretensiones son la primera causa de daños causados en equipos electrónicos. Representan un grave peligro y pueden suponer pérdidas muy importantes:

• Coste por reparación y reposición de equipos• Continuidad de servicio• Pérdidas irreparables

La protección contra rayos y sobretensiones es una inversión que siempre resulta rentable pues tiene como destino la protección de personas, de su trabajo, de las instalaciones y los equipos.

La seguridad es algo muy serio. Por eso a la hora de decidir las medidas de protección hay que ser riguroso y exigir de las mayores garantías posibles.

PROTECCIÓN INTEGRAL CONTRA RAYOS Y SOBRETENSIONES

En un sistema de protección integral se distinguen básicamente dos partes: protección externa de los edificios e instalaciones contra descargas directas de rayos, incluyendo la instalación de puesta a tierra necesaria para dispersar la corriente del rayo, y la protección interna de las redes técnicas de energía y de datos que acceden a los equipos y cuyo principal objetivo es reducir los efectos eléctricos y magnéticos de las corrientes de rayo dentro del espacio a proteger.

Las sobretensiones que deterioran e incluso destruyen los equipos eléctricos y electrónicos, tienen diferentes orígenes:

¿POR QUÉ CORRER RIESGOS INNECESARIOS?AMPER S.R.L.


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DESCARGA DE RAYO:

• Descarga directa/cercana: se producen en la instalación a proteger, en sus inmediaciones o en alguno de los conductores que acceden a la misma. En estos casos se originan sobretensiones de alto valor por caída de tensión en laresistencia de toma de tierra, así como por efectos de inducción que se producen como consecuencia del campo electromagnético generado por el rayo.

• Descarga lejana: tienen lugar a gran distancia de la instalación (descargas en líneas de MT, descargas entre nubes...) y provocan la aparición de sobretensiones de menor valor en lainstalación a proteger.

PROCESOS DE CONMUTACIÓN:

• Desconexión de cargas inductivas (bobinas, transformadores, motores...).• Encendido y rotura de arcos.• Disparo de fusibles...

Un sistema de protección correcto y eficaz contra rayos y sobretensiones se compone dos partes: protección externa de los edificios e instalaciones contra descargas directas de rayo y la protección interna en las líneas de suministro de energía de baja tensión y líneas de transmisión de datos que acceden a los equipos y cuyo principal objetivo es reducir los efectos eléctricos y magnéticos de las corrientes de rayo dentro del espacio a proteger.

PROTECCIÓN ExTERNA

Las cinco partes esenciales de un sistema de protección externa son:

• Instalación captadora, para recibir el impacto directo del rayo.• Instalación derivadora, para conducir la corriente del rayos a la• Instalación de tierra donde dispersarla.• Riguroso respeto de las distancias de seguridad para evitar el salto de chispas peligrosas.• Aplicación estricta del principio de equipotencialidad.

Estos cinco pilares básicos se recogen en la normativa nacional e internacional vigente (IEC 62305, EN 62 305, UNE 21185, CTE...)


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PROTECCIÓN INTERNA

La protección externa de un edificio o de una instalación puede ser necesaria o no en función del riesgo que exista de que se produzcan descargas directas de rayo, pero es, siempre, insuficiente si se pretende llevar a cabo una protección adecuada de los consumidores eléctricos y electrónicos que ella se encuentran.

Las instalaciones y equipos pueden sufrir graves daños e incluso ser destruidos al verse afectados por corrientes de rayo (onda 10/350) o sobretensiones (onda 8/20) que accedan a los mismos a través de las líneas de alimentación de baja tensión o de las líneas de transmisión de datos (audio, vídeo, telefonía ...)

Por lo tanto, es necesario disponer descargadores de corrientes de rayo y sobretensiones que garanticen la equipotencialidad del sistema y eviten la llegada de sobretensiones a los equipos, cualquiera que sea su origen.

La selección de los dispositivos de protección se realizará atendiendo a los principios de protección escalonada y coordinación energética. En el caso de dispositivos de protección a instalar en líneas de telecomunicaciones será preciso atender a otras variables (tipo de señal, técnica de conexionado ... ) para elegir el protector adecuado.

Parte del texto extraído de DEHN Iberica.AMPER es representante de DEHN en Bolivia desde el año 2000


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AhORRO DE ENERGÍA EN APLICACIONES PARA TRATAMIENTO DE AGUAS LIMPIAS Y RESIDUALES.

ABB - BOLIVIA

El crecimiento en el consumo de energía y su producción es uno de los problemas globales más exigentes que hay que resolver en el siglo XXI. El desafío no sólo incluye la gestión de recursos sino también la manera de resolver el daño ambiental causado por el uso de esa energía. Los deterioros ambientales más graves son consecuencia, en principio, de la quema de combustibles fósiles. A través de los años, se han considerado y desarrollado muchos tipos de soluciones para la oferta y la demanda.

Respecto de ésta última, el uso eficiente de la energía es uno de los adelantos más importantes que se han puesto en práctica. El uso de la energía eléctrica es un ejemplo de ello.

El promedio de eficiencia de la producción y transmisión de electricidad es inferior a un treinta por ciento (30%) y en las aplicaciones de usuario, la eficiencia también puede llegar a ser inferior al treinta por ciento (30%.). Esto significa que la eficiencia total puede ser inferior a un diez por ciento (10%).

Los mayores consumidores de electricidad son los diferentes tipos de bombas y ventiladores utilizados en aplicaciones industriales y de público general.

A menudo, éstos tienen un rendimiento muy pobre. Al reemplazar los controles de caudal tales como válvulas ó clapetas por convertidores de frecuencia se puede llegar a duplicar la eficiencia. Esto significa que el rendimiento total también se puede duplicar y el consumo de energía se puede llegar a ver reducido en un cincuenta por ciento.

El ahorro energético es perfectamente posible. De hecho, hay varios casos prácticos que muestran que el ahorro de la energía, de combustible, de dinero y la disminución del impacto ambiental puede realizarse sin mayores inconvenientes.

En la mayoría de ellos, el uso de convertidores de frecuencia fue clave ya que mejora el control de la calidad del producto final, aumenta la productividad y reduce el costo de mantenimiento debido a un arranque suave del equipo, así como también la vida útil de los mismos.

1. MéTODO DE CONTROL DE FLUjO DE BOMBAS Y VENTILADORES.

Alrededor del 50% de la energía eléctrica producida en el mundo es consumida por las bombas y ventiladores en el sector industrial y público.

La mayoría de las bombas y ventiladores están equipados con métodos ineficientes de control de flujo como el control de la limitación mediante regulación por estrangulamiento (del inglés throttling) o control cíclico (del inglés cyclic control). El consumo de energía requerida con los métodos de control más usuales se muestra en la figura. 1.

Figura 1. Comparación de los requisitos de potencia de la bomba con diferentes métodos

de control de flujo

El 100% de salida de la bomba la potencia requerida está marcada como 100% y la curva inferior muestra la potencia real requerida por la bomba, donde dicha potencia cae al 50% cuando el flujo de agua de la bomba se encuentra en aproximadamente un 80%.


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La potencia requerida para la recirculación es de aproximadamente 100% en el rango de flujo de control conjunto. También control por estrangulamiento (throttling) requiere potencia muy alta en los caudales más bajos. Control cíclico toma potencia que es, aproximadamente, directamente proporcional al flujo. El requisito de potencia más baja y mayor eficiencia se obtiene con el convertidor de frecuencia.

La viabilidad de la utilización de convertidor de frecuencia en un sistema depende mucho de las variaciones de flujo en el sistema.

Figura 2. Ejemplos de variaciones de flujo en dos sistemas diferentes

La figura 2 muestra dos sistemas, ambos con aproximadamente el 70% de flujo de agua promedio con escala diferente de variación de dicho flujo.

El sistema funcionando el 80% del tiempo a un 70% del flujo de agua es más apropiado para THROTTLING pero no tanto para un convertidor de frecuencia. La mejor solución para este sistema es una bomba de menor potencia.

Un sistema con una gran variación del flujo y con un 23% del tiempo funcionando al 70% del flujo es más adecuada para un control con convertidor de frecuencia. De esta manera se pueden obtener ahorros de energía substanciales.

La razón detrás del ahorro de energía con convertidores de frecuencia se muestra en las figuras 3 y 4.

Figura 3. Las pérdidas de energía en un sistema de bombeo con Control por estrangulamiento

Como se muestra en la Figura 3 las pérdidas de potencia en tanto en la bomba y como en la válvula aumentan claramente cuando el caudal de la bomba se reduce por control por estrangulamiento. Las pérdidas en el motor de la bomba permanecerán casi constantes en el rango de flujo.

Figura 4. Pérdidas de potencia y ahorro en un sistema de bombeo con un convertidor de

frecuencia

Como se muestra en la Figura 4 las pérdidas totales del convertidor de frecuencia, incluyendo el motor y la bomba, se reducen cuando el flujo de agua se reduce por el control de velocidad variable de la bomba. Esto provoca un notable ahorro de energía cuando el sistema de bombeo está funcionando con una amplia gama de variaciones de flujo de agua.

2. EJEMPLO DE AHORRO EN BOMBEO DE AGUA

Existen miles de casos exitosos de ahorro de energía implementadas mediante el uso de convertidores de frecuencia.


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Este es sólo un ejemplo típico de calefacción urbana mediante bombeo en un distrito de Alemania.

La pequeña ciudad de Strausberg tenía una red de calefacción urbana, con siete estaciones de bombeo (ÖL-HW a W en la figura 5)

Figura 5. Strausberg, Alemania. Consumo de energía en siete estaciones de bombeo antes y después de la instalación de los convertidores

de frecuencia

El control de flujo en las estaciones de bombeo era realizado por Control por estrangulamiento (throttling) hasta septiembre 1992, cuando los convertidores de frecuencia fueron instalados. Durante la temporada de otoño de 1992 se observó una clara reducción del consumo de energía y el ahorro total se logró en 1993.

El consumo medio de energía anterior era de 550 MWh/año; después de la instalación de los convertidores de frecuencia el consumo promedio de energía cayó a 240 MWh/año. Los ahorros fueron de más del 50% y el tiempo de amortización de esta inversión fue de aproximadamente un año.

Además de la optimización energética, se pudieron reconocer otros beneficios: ruido reducido en serpentines de calefacción debido a la menor presión en el sistema, menor mantenimiento debido a la disminución de la presión, menor desgaste en las partes y un mejor confort en calefacción a causa de un control más preciso.

3. EJEMPLO DE AHORRO EN AIRE ACONDICIONADO

El mercado de de los sistemas de aire acondicionado utilizados en los edificios es uno de los más importantes y de más rápido crecimiento para los convertidores de frecuencia. Este ejemplo que se detalla debajo, está tomado desde el aeropuerto de Heathrow en Londres, Inglaterra.

Cada sala de preembarque en el aeropuerto tiene su propio sistema de aire acondicionado con ventiladores para la entrada del aire y de salida y las bobinas de calefacción o refrigeración.

El sistema original tenía ventiladores de velocidad constante con control de la compuerta (dumper control).

El sistema de control no era satisfactorio, ya sea por el confort de los pasajeros o por la propia economía del aparato. Estas salas de preembarque tienen una ocupación de pasajeros muy variable: vacías durante horas y luego con plena ocupación durante 15-30 minutos antes de la salida de los vuelos.

Al sistema se le realizó un retrofit con convertidores de frecuencia, tanto para controlar los ventiladores de entrada como de salida de aire. El control global del sistema estaba equipado con sensores de ocupación, temperatura y calidad del aire.

En caso de no estar ocupada la sala, el aire acondicionado trabaja con bajo nivel de velocidad y el consumo de energía cae al mínimo. El sistema funciona básicamente de la siguiente manera:

Cuando los pasajeros ocupan la sala de preembarque, el sistema “se despierta” (del inglés “wake up”) manteniendo la temperatura y la calidad del aire deseada hasta que la sala se encuentre vacía otra vez.

El sistema también fue equipado para hacer oscilar los ventiladores desde la medianoche hasta las seis en punto a.m.


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Figura 6. Aeropuerto de Heathrow, Inglaterra. Ahorro de energía mediante el uso de

convertidores de frecuencia y control oscilante.

El consumo de energía del sistema se redujo notablemente. Como se muestra en la fig. 6. el ahorro con el control oscilante era aproximadamente 25%, como se esperaba.

Los ahorros con los convertidores de frecuencia resultaron de hasta un 52% durante la temporada más caliente en julio y un 64% en invierno. El tiempo de recuperación de inversión para esta instalación se estima en menos de un año.

4. OTROS BENEFICIOS A pARTIR DEL USO DE CONVERTIDORES DE FRECUENCIA

La importancia de la alta eficiencia de control de la bomba con convertidores de frecuencia se muestra en la fig. 9.

Se trata de una comparación entre el convertidor de frecuencia y el control por estrangulamiento (throttling).

El rendimiento total con un convertidor de frecuencia es de aproximadamente 23% y con control por estrangulamiento (throttling) es alrededor del 11%. Esta diferencia significa que cerca de 500 kW de ahorro de energía primaria en un sistema con tan sólo 100 kW de potencia útil.

La idea básica para apoyar la inversión de ahorro de energía es la mejora en los sistemas energéticos más ineficientes, y uno de los sistemas más evidentes de mejora son las bombas y los ventiladores mediante la instalación del convertidor de frecuencia.

Figura 7. Un ejemplo del significado de la eficiencia de control de flujo en sistemas en donde la potencia útil para el bombeo es de 100 kW. La eficiencia de un convertidor de

frecuencia implica un 50% menos de energía primaria, 434 kW en comparación con 925 kW

Los convertidores de frecuencia siempre ponen en marcha a la máquina a través de los llamados arranques suaves, sin estrés mecánico o eléctrico de la maquinaria. Esto significa bajo coste de mantenimiento de los sistemas mecánicos y eléctricos.

Figure 8. Beneficios más importantes de los convertidores de frecuencia


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Otra ventaja con un convertidor de frecuencia es la posibilidad de aumentar la velocidad por encima de la velocidad nominal del motor.

El beneficio es la posibilidad de aumentar la capacidad de producción y los beneficios del proceso controlado por períodos cortos o largos de tiempo. Un control preciso de los procesos es a menudo la ventaja deseada más importante.

La alta precisión de control de convertidor de frecuencia significa alta calidad del producto final, al mejor precio y mayor beneficio.

5. CONVERTIDORES DE FRECUENCIA ABB

Los requerimientos de potencia y tensión de las instalaciones de convertidores de frecuencia pueden variar de fracciones de kilovatios hasta 100 megavatios.

Los convertidores de frecuencia ABB cubren toda la gama de estos requisitos, como se muestra en el diagrama de las figuras 9 y 10.

Figura 9 Familia de convertidores de frecuencia de Media Tensión

Figura 10 Familia de convertidores de frecuencia de Baja Tensión

CONTACTO: Ing. Marcos Salas

Responsable de Variadores de Frecuencia

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Asea Brown Boveri Ltda. Sánchez Bustamante # 275

entre 8 y 9 CalacotoTEL: 591 2 2788181 Int: 225

FAX: 591 2 2788182Web: www.abb.com.bo

La Paz - Bolivia


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TERMOGRAFÍA EN SISTEMASDE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Nota Técnica • Por Roberto Poyato • Dpto. soporte técnico de Fluke Ibérica

INTRODUCCIÓN

Uno de los aspectos que caracteriza el desarrollo de una sociedad es su consumo de energía en todas sus formas y en particular su consumo de energía eléctrica. En este sentido observamos cómo la utilización de la electricidad en los países desarrollados se ha incrementado de forma importante en los últimos tiempos. Esta dependencia de la energía eléctrica se traduce en una demanda de un suministro eléctrico de mayor calidad y disponibilidad. Una pieza clave para lograr estos objetivos es el mantenimiento predictivo-preventivo de las líneas y sistemas de distribución eléctrica, lo cual exige la utilización de procedimientos y equipos de mantenimiento en consonancia con las necesidades actuales. En este sentido, la termografía surge como una tecnología cuya aplicación a la inspección de los sistemas de distribución eléctrica va a ayudar a detectar de forma anticipada posibles averías en los mismos, disminuyendo de esta forma la probabilidad de fallo de la instalación en el futuro. En esta nota técnica vamos a revisar los diferentes aspectos relacionados con la inspección termográfica de las líneas e instalaciones de distribución eléctrica.

APLICACIÓN DE LA TERMOGRAFíA

Si bien la termografía no es una tecnología nueva, ya que han existido equipos termográficos desde hace décadas, si es cierto que su uso se ha popularizado en los últimos años debido a los avances técnicos en miniaturización electrónica que han dado lugar a la aparición de equipos de prestaciones mejoradas con una reducción importante en su tamaño y precio. Esta situación está dando lugar a un incremento del uso de la termografía de forma general y de forma particular en la inspección de sistemas de distribución eléctrica.

A nivel técnico, la aplicación de la termografía nos va a permitir visualizar los patrones de temperatura de los sistemas e instalaciones eléctricas. En este sentido, hay que tener en

cuenta que una causa de fallo en los sistemas eléctricos es un exceso de temperatura provocado por diferentes motivos:

• Incremento de resistencia en puntos de conexión. De acuerdo a la Ley de Joule:

P = I2 x R

Es decir, un incremento de la resistencia de contacto da lugar a un incremento de la potencia disipada en dicho contacto, lo cual se traduce, en condiciones normales, en un incremento de su temperatura dando lugar a un “punto caliente”, el cual se puede detectar de una forma precisa con una cámara termográfica. Este incremento de la resistencia de contacto puede deberse a un fenómeno de oxidación o corrosión, tornillos que se aflojan o una presión insuficiente en los contactos móviles.

• Fallos en los sistemas de refrigeración. El calor que se genera, por ejemplo en los transformadores de potencia, debe ser evacuado al exterior a través de los sistemas de refrigeración en los intercambiadores de calor. Si esta extracción de calor se reduce o falla, debido por ejemplo a una obstrucción en los tubos del intercambiador o un fallo en los ventiladores en caso de tratarse de una ventilación forzada, el transformador se va a calentar en exceso lo cual puede dar lugar en última instancia al fallo del mismo

• Corrientes de fuga en sistemas aisladores. La reducción de la resistencia de aislamiento debido a suciedad o contaminantes puede dar lugar a la aparición de corrientes de fuga y arcos que dan lugar al calentamiento de los equipos y por lo tanto a su deterioro.

Con su cámara termográfica el técnico de mantenimiento va a poder examinar cada uno de los elementos que componen el sistema de distribución eléctrica en busca de patrones de calentamiento, lo cual le va a permitir detectar y resolver un posible problema antes de que de lugar a un fallo o interrupción en la línea.


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En este sentido podremos hablar de dos tipos de inspecciones bien diferenciadas: por un lado las inspecciones cualitativas y por otro las inspecciones cuantitativas.

En el primer caso no se busca en primera instancia el medir con gran precisión la temperatura de los elementos, sino realizar una comparación de los patrones de temperatura de los elementos que estén trabajando en las mismas condiciones. Afortunadamente, la distribución eléctrica se basa en sistemas trifásicos, de forma que este método es perfectamente válido para la inspección de sistemas de distribución ya que vamos a poder comparar los elementos de una fase con los de las otras fases, lo cual nos proporciona una herramienta de inspección muy potente, rápida y fácil de utilizar.

Una vez detectada una diferencia apreciable de temperatura en un elemento, podemos pasar a la inspección cuantitativa midiendo de forma precisa la temperatura de los elementos, para lo cual habrá que tener en cuenta varios aspectos, entre los que podemos citar:

a) Emisividad de la superficie bajo estudio.

Las cámaras termográficas miden a través de su sensor bolométrico la radiación infrarroja emitida por los cuerpos, mostrando en la pantalla del equipo una imagen de las temperaturas superficiales de dichos cuerpos, para lo cual utilizan básicamente la siguiente fórmula:

Donde podemos ver la relación entre la radiación medida y la temperatura mostrada. Ambos valores están relacionados por un parámetro llamado emisividad ε, que toma valores comprendidos entre 0 y 1 y que viene a caracterizar la capacidad de emitir radiación por parte de dicha superficie.

A nivel práctico, este parámetro suele presentar, para la mayoría de los cuerpos, valores altos, próximos a 0,95, aunque existen excepciones, principalmente los cuerpos con superficies metálicas pulidas (p.e. para el cobre pulido ε=0,2). El termógrafo deberá tener en cuenta este parámetro y hacer los ajustes oportunos bien en la cámara termográfica, bien en el software de análisis para obtener un valor de temperatura que tenga en cuenta dicho valor de emisividad.

A pesar de esta situación, la medida precisa de temperatura con las cámaras termográficas en sistemas de distribución eléctrica es factible, dado que una gran parte de los materiales utilizados en estas instalaciones presentan emisividades elevadas, como por ejemplo en materiales aislantes, piezas pintadas o sucias, con polvo o grasa, oquedades y grietas en tuercas y puntos de unión, etc., lo cual facilita ampliamente la medida de la temperatura al presentar emisividadespróximas a 0,95.

b) Velocidad del viento.

Las inspecciones en el exterior deben tener en cuenta la velocidad del viento, ya que este es un factor que incrementa la transferencia de calor por convección entre los elementos calientes y el medio, lo cual puede dar lugar a una reducción de la temperatura de los puntos críticos, enmascarando problemas que pueden ser graves, recomendándose evitar la realización de inspecciones termográficas para velocidades del viento superiores a los 16 km/hora.


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c) Resolución espacial y resolución óptica.

Las cámaras termográficas, al igual que una cámara fotográfica normal, incluyen un sistema de lentes cuya misión va a ser la de focalizar adecuadamente la radiación sobre el sensor de la cámara. En función de la distancia focal y la resolución del sensor podemos definir dos parámetros que van a influir a la hora de obtener las imágenes termográficas. Por un lado podemos definir la resolución espacial o IFOVt como el ángulo de visión cubierto por cada píxel del sensor, aspecto que a nivel práctico va a definir el objeto más pequeño que puede detectar la cámara a una cierta distancia. Normalmente, este parámetro viene expresado como un ángulo

en miliradianes, por ejemplo, 2,5 mrad., lo cual facilita ampliamente el cálculo, ya que, expresado de esta forma obtenemos inmediatamente el diámetro del objeto más pequeño observable a 1 metro de distancia, en el caso del ejemplo anterior sería de 2,5 mm, y para otra distancia bastaría multiplicar 2,5 por la distancia en metros (por ejemplo, a 10 m de distancia: 10 x 2,5 = 25 mm). Por otro lado podemos definir la resolución óptica o IFOVm como el objeto más pequeño sobre el cual se puede realizar una medida con precisión a una cierta distancia. Evidentemente ambos aspectos tienen su importancia a la hora de realizar termografías ensistemas de distribución eléctrica y habrá que tenerlos en cuenta de acuerdo a la distancia a la que nos encontremos del objetivo.

d) Temperatura de fondo.

Las cámaras termográficas miden la radiación procedente de un objeto para calcular su temperatura, sin embargo, es la radiación emitida por la superficie del objeto y no la reflejada por el mismo procedente del entorno la que determina su temperatura. Por ello, las cámaras termográficas a través del ajuste del parámetro denominado “temperatura de fondo o del entorno” compensan el efecto de la radiación emitida por el entorno y reflejada en la superficie del objeto.

e) etc.

Los procedimientos de operación deberán tener en cuenta la diferencia de temperatura entre el punto caliente detectado y la temperatura de elementos equivalentes o bien con la temperatura ambiente para determinar el nivel de actuación basado en una clasificación que determine la importancia y/o urgencia del problema detectado teniendo en cuenta aspectos tales como el nivel de carga,


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condiciones ambientales, etc. En este sentido se pueden encontrar referencias como las que proporciona la NETA (International Electrical Testing Association), de esta forma diferencias de temperatura entre elementos similares en las mismas condiciones de trabajo (carga, etc.) superiores a 15 ºC podrían implicar la toma de acciones inmediatas para la reparación de dicho equipo. Igualmente se recomienda el mismo tipo de acción cuando a diferencia de temperatura entre el elemento bajoestudio y la temperatura ambiente sea superior a los 40ºC.

SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Teniendo en cuenta los aspectos mostrados en el apartado anterior, para facilitar el análisis desde un punto de vista termográfico de los sistemas de distribución eléctrica, vamos a agrupar dichos sistemas en tres áreas principales, las cuales presentarán unas características particulares. De esta forma vamos a hablar de inspecciones en líneas de distribución, inspecciones en subestaciones y finalmente inspecciones en centros de transformación.

LíNEAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Son las encargadas de unir las centrales eléctricas con los puntos de consumo a través de

las subestaciones y centros de transformación, proporcionando en la medida de lo posible la redundancia requerida gracias a su estructura de malla.

Dada la gran distancia que puede existir entre centrales y usuarios, la tensión de las líneas de distribución eléctrica se fija a diferentes valores en las subestaciones donde es elevada y reducida a los valores generalmente normalizados, de forma que se minimicen las pérdidas eléctricas a la vez que se optimiza el coste de las instalaciones.

En función de dicha tensión de trabajo podremos hablar de líneas de media y alta tensión, cada una con sus características particulares tanto a nivel técnico (tensión nominal, altura de las torres, tipo de aisladores, número de líneas, etc.) como de gestión (criticidad, redundancia, disponibilidad, etc.), características que habrá que tener en cuenta a la hora de realizar la inspección termográfica de las mismas.

Uno de los aspectos que hay que tener en cuenta a la hora de considerar la inspección termográfica de las líneas de distribución será su accesibilidad. En este sentido podemos considerar tres formas básicas de inspección:

Inspecciones aéreas: Este método se utiliza principalmente cuando es necesario inspeccionar grandes distancias en líneas de transmisión. El medio de transporte habitual es el helicóptero en el cual se instalan cámaras termográficas con sistemas giroscópicos.

Este método presenta unas ventajas claras en cuanto a velocidad y accesibilidad, sin embargo dado el alto coste que implica este tipo de inspecciones, su uso debe ser rentabilizado en la inspección rápida de amplias redes de distribución o en aquellos lugares donde la accesibilidad por tierra presente dificultades.

De esta forma las compañías eléctricas suelen realizan inspecciones rutinarias cada 3 años para líneas de más de 45 kV. Dado el alto coste de esta técnica su uso en mantenimiento reactivo es mínimo, recomendándose para esta situación el uso de equipos portátiles.


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Inspecciones en todo-terreno. Este método es adecuado cuando sea posible seguir el tendido eléctrico por medio de un vehículo todo-terreno sobre el cual se puede instalar de forma adecuada una cámara termográfica con la cual obtener las termografías rutinarias.

Inspecciones a pie. Así como la termografía aérea nos permite la revisión de largas distancias de una forma rápida, la inspección a pie nos va a permitir no solo la revisión preventiva de la instalación en aquellas zonas más accesibles sino también la revisión de los sistemas de forma puntual en aquellos casos en los que se realizan labores de mantenimiento y reparación. Igualmente, presenta la ventaja del gran contraste de las imágenes termográficas ya que al estar tomadas normalmente con el cielo como fondo, el cual presenta una temperatura muy baja, ofrece un contraste muy elevado con los elementos eléctricos a inspeccionar. Esta situación, por el contrario puede no darse en las inspecciones aéreas donde el fondo puede ser vegetación, pastos, asfalto, terreno, etc., los cuales al estar a temperatura ambiente proporcionan un menor contraste con los sistemas eléctricos.

Elementos a inspeccionar

Los elementos a examinar son típicamente los puntos de unión y distribución de las líneas. De esta forma se revisarán.

a) grapas de amarreb) elementos de suspensión en estructuras de

aislamientoc) pasos aéreos a subterráneod) botellas de paso a tierrae) seccionadores tripolaresf ) cortacircuitosg) Igualmente y dependiendo de las

circunstancias es posible detectar fallos en aisladores los cuales pueden presentar un calentamiento anormal debido a suciedad, deposiciones salinas, etc.

Aspectos a tener en cuenta

Condiciones ambientales.- Como en cualquier otra inspección al aire libre habrá que tener en cuenta aspectos ambientales y atmosféricos

como por ejemplo:

a) La velocidad del viento, lluvias recientes, humedad, niebla etc., aspectos que pueden enmascarar un punto caliente al reducir la temperatura del mismo por efecto de la convección, evaporación etc.

b) Igualmente habrá que tener en cuenta

cualquier fenómeno de reflexión del sol, por lo que en este sentido se recomienda el uso de cámaras termográficas de longitud de onda larga (8 a 14 micras), frente a las cámaras de longitud corta (3 a 5 micras) que se ven, a priori, más afectadas por el sol y sus reflejos. En este sentido una forma de proceder para determinar si se trata de un reflejo o de un verdadero punto caliente será la toma de diferentes termografías con diferentes ángulos de incidencia, si el punto caliente desaparece al movernos entonces se trata de un reflejo.

c) La época del año. Ya que en función de

la misma la temperatura ambiental será diferente, pudiendo influir en la temperatura de los puntos calientes.

d) La hora del día. Aspectos ligados a la propia instalación.-

a) Habrá que tener en cuenta el nivel de carga de la línea, recomendándose no realizar inspecciones con niveles de carga inferiores al 30%. En este sentido, la época del año también puede ser importante a la hora de elegir el momento adecuado para estacionalizar las rutinas de termografía; hay que tener en cuenta que en tiempos recientes y en determinadas zonas, el pico de consumo se ha trasladado del invierno al verano debido al uso de sistemas de climatización.

b) La altura de las torres. Dada la diferente

altura de las torres de distribución eléctrica, dos aspectos a tener en cuenta a la hora de utilizar una cámara termográfica serán la resolución espacial o IFOVt y su resolución óptica o IFOVm. Como ya se ha comentado


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anteriormente, la resolución espacial nos determina el objeto más pequeño que es capaz de ver la cámara y la resolución óptica nos determina el objeto más pequeño sobre el cual se puede obtener una medida precisa de la temperatura. Ambos aspectos están determinados por el tipo de sensor y por la óptica de la

SUBESTACIONES

Las subestaciones eléctricas son los sistemas encargados de realizar la transformación y adecuación de las tensiones entre las diferentes redes de distribución eléctrica que llegan a las mismas, a la vez que proporcionan los elementos de mando, protección y corte para la gestión de dichas líneas. Teniendo en cuenta lo anteriormente dicho, las subestaciones son instalaciones con una mayor riqueza de equipos y sistemas en comparación con las líneas de distribución, y con unas características particulares que lasdiferencian a la hora de realizar inspecciones termográficas.


Los aspectos a examinar son los ya comentados: principalmente puntos de mal contacto tanto entre elementos fijos como entre elementos móviles, y en menor medida fallos de aislamiento. Sin embargo dado la gran riqueza de equipos podemos hablar también de fallos en baterías de condensadores, motores, sistemas de refrigeración, etc. Examinemos los principales puntos de fallo:

a) Puntos de mal contacto. Las líneas de alta y media tensión que llegan hasta las subestaciones dan lugar a diferentes puntos de conexión y contacto. En este sentido se deben revisar, entre otros, los puntos de acometida, los contactos móviles de seccionadores, los cuales dada su naturaleza pueden tender a disminuir la presión de contacto incrementándose de esta forma su resistencia, lo que da lugar a puntos calientes fácilmente detectables con las cámaras termográficas. Igualmente se deben revisar las conexiones en interruptores,

transformadores de medida, tanto de tensión como de corriente, y válvulas de descarga. A continuación revisaremos las conexiones de alta y baja en los transformadores de potencia donde nuevamente podremos encontrar contactos defectuosos.

b) Sistemas de refrigeración. En el caso de los transformadores de potencia podemos aprovechar su inspección para revisar la temperatura de su cuerpo y sus sistemas de refrigeración, tanto si se trata de ventilación natural como forzada. En este segundo caso, y en menor importancia dada la redundancia de elementos, Podemos revisar posibles sobrecalentamientos o defectos en los motores de ventiladores o el correcto patrón de temperatura de los intercambiadores de calor y el estado abierto o cerrado de sus válvulas de apertura

c) Sistemas de aislamiento. Al igual que ocurría con las líneas de distribución, los aisladores sucios o con depósitos pueden dar lugar a la aparición de corrientes de fuga que


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aumentan la temperatura del equipo. Este es un problema que suele aparecer en instalaciones que muestran contaminación en los aisladores, la cual, junto a un aumento de la humedad pueden dar lugar a la aparición de descargas en los anillos del aislador. En dichos casos se recomienda la limpieza de estos elementos o la aplicación de siliconas especiales. Se deben revisar también los cuerpos de los descargadores.

d) Igualmente examinaremos posibles fallos en sistemas accesorios tales como baterías de condensadores de compensación de reactiva, sistemas de control en continua, cuadros auxiliares, etc.

Aspectos a tomar en cuenta

Nuevamente habrá que tener en cuenta las condiciones ambientales mencionadas en el caso de las líneas de distribución, al igual que aspectos relacionados con la distancia de la cámara a los equipos; aunque en este caso dada la estructura de las subestaciones, en general dichas distancias suelen ser mucho menores, lo

cual va a influir en la termografía obtenida, como hemos comentado anteriormente, a través del IFOVt e IFOVm.

CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

Los Centros de Transformación son las instalaciones encargadas de transformar la media tensión en baja tensión para su utilización por parte de los usuarios finales, normalmente a tensiones de 400 V trifásica y 230 monofásica. De forma general, un centro de transformación constará de un embarrado o anillo de media tensión (por ejemplo de 15 o 20 kV) al cual se pueden conectar a través de sus seccionadores oportunos una o más líneas. De este embarrado se alimentará el transformador o transformadores que proporcionan la baja tensión a los usuarios. Estos transformadores se podrán aislar de la instalación gracias a los seccionadores e interruptores de protección instalados en la acometida del primario. Sus potencias pueden variar dependiendo de la instalación, pudiéndonos encontrar potencias de 250 KVA, 400 KVA, 630 KVA, 1000 KVA, etc. Finalmente la salida de los transformadores se distribuye a través de diferentes salidas protegidas por fusibles en los CGP o BTV.


Considerando la descripción anterior, durante una inspección termográfica en un centro de transformación se deberán inspeccionar todos los puntos de unión de la instalación, por ejemplo, los contactos de aisladores pasamuros, seccionadores, fusibles limitadores e interruptores, prestando especial atención a puntos calientes provocados por una presión inadecuada en los contactos móviles. Igualmente se deberán revisar las conexiones del transformador, tanto las bornas enchufables en alta como las bornas de baja. Un calentamiento excesivo de una de las bornas será una indicación de que el contacto no es correcto, por lo que deberemos revisar dichas conexiones enchufables o el apriete tuerca contra tuerca.

Adicionalmente a los puntos de unión, es recomendable inspeccionar el cuerpo de los transformadores para detectar cualquier


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anomalía interna. Evidentemente las cámaras termográficas no pueden ver el interior del transformador, pero lo que sí podemos ver es el efecto del calentamiento interno en la superficie del mismo, pudiendo detectar asimetrías en los patrones de calor que desvelen un problema interno.

Finalmente, para la revisión de los fusibles de salida habrá que tener en cuenta que o bien están protegidos por un panel de PVC o bien son del tipo BTV, es decir los fusibles se encuentra dentro de una carcasa de plástico.

En el primer caso, y teniendo en cuenta que el PVC o materiales similares para un grosor mínimo es opaco a la radiación infrarroja, no nos quedará otro remedio que quitar dicho panel PVC si queremos realizar la inspección termográfica, por supuesto teniendo en cuenta todas las medidas de seguridad oportunas. Para los BTV esta operativa no es aplicable dada su estructura física, por lo que deberemos realizar una inspección del mismo teniendo en cuenta que el calentamiento que muestra cada elemento se debe a la conducción del calor por el material plástico. De esta forma podremos, incluso en estas condiciones, comparar las temperaturas de cada elemento. En cualquier caso, la inspección termográfica de las salidas de baja tensión deberá tener en cuenta el nivel de carga de cada línea.

Lo mismo que sucedía con las inspecciones en líneas y subestaciones, el método de trabajo pasa por una primera inspección cualitativa donde se comparan los diferentes elementos del sistema trifásico, buscando diferencias entre los elementos de cada fase para, una vez detectado algún elemento sospechoso, pasar al análisis cuantitativo que nos permita medir con precisión la temperatura de los puntos calientes detectados.

Aspectos a tomar en cuenta

Evidentemente, para un centro de transformación en edificio las condiciones ambientales son un factor secundario, sin embargo en el caso de los CTI o Centro de Transformación de Intemperie,


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sí que habrá que tener en cuenta dichas circunstancias tal como comentamos para el caso de inspecciones en líneas y subestaciones. En el caso de los centros de transformación en edificio habrá que tener en cuenta la posible influencia de la temperatura de fondo ambiental o de algún foco de calor particular, tales como potentes luminarias, las cuales podrían dar lugar a reflejos indeseados.

Dadas las dimensiones limitadas de los centros de transformación, donde todos los elementos suelen estar a una distancia respecto de la cámara normalmente no superior a los 2 metros, la utilización de una cámara termográfica con un IFOVt = 2,5 mrad., implica la obtención de imágenes detalladas y contrastadas, como por ejemplo, las que podemos obtener con la cámara termográfica Fluke Ti25, que cuenta con un sensor de 160x120 pixeles, sensibilidad <= 0,1 ºC, tecnología IR Fusión y búsqueda dinámica del punto más caliente y más frío.

Lo comentado hasta ahora hace referencia a centros de transformación tradicionales.

En el caso de tratarse de un centro de transformación prefabricado o de un centro tradicional modificado que utilice celdas compactas prefabricadas, dado que estos últimos elementos son totalmente herméticos, la realización de inspecciones termográficas está más limitada.

EL PROBLEMA DE LA IDENTIFICACIÓN DE OBJETOS EN LA TERMOGRAFíA

Tal como hemos comentado anteriormente, la termografía es una tecnología disponible en el mercado desde hace más de tres décadas, sin embargo es en los últimos años cuando realmente se está produciendo su expansión a todas las áreas del mantenimiento. En este sentido Fluke ha dado un paso más hacia el futuro al introducir la tecnología IR Fusion gracias a la cual es posible combinar píxel a píxel una imagen termográfica con una imagen de luz visible estándar eliminando cualquier error de paralaje. El objetivo de esta tecnología es el de proporcionar la máxima información posible tanto al técnico como al gestor, de forma que sea más fácil la detección térmica de un problema en un sistema, pero a su vez que sea fácilmente identificable en su contexto de la instalación y para ello la tecnología IR Fusión de Fluke proporciona imágenes tanto en el formato pantalla completa como en el formato “Imagen dentro de imagen”, a la vez que puede controlar el nivel de fundido o transparencia de ambas imágenes proporcionando resultados tan espectaculares como los mostrados en las siguientes imágenes:


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CONCLUSIONES

Las mayores exigencias de disponibilidad y calidad del suministro eléctrico demandan el uso de tecnologías y procedimientos de mantenimiento basados en la predicción y prevención de los posibles fallos de las instalaciones eléctricas, siendo la termografía una herramienta clave al permitir ver de forma directa la evolución térmica de los diferentes componentes del sistema de distribución (líneas de distribución, subestaciones, centros de transformación, etc.). De esta forma se facilita la detección anticipada de posibles puntos de fallo de una manera sencilla, rápida y segura.

Fluke, como líder mundial en instrumentación, dispone de un amplio catálogo de cámaras termográficas, las cuales incorporan los últimos avances tecnológicos, entre los que podemos citar:

• nuevos sensores bolométricos con mayor número de pixeles y sensibilidad,

• tecnología IR-Fusion que combina las imágenes termográficas y de luz visible, punto a punto y con diferentes grados de transparencia, en una misma imagen proporcionando una información aún más completa sobre el punto de fallo y la instalación en sí misma, facilitando la creación de informes más claros y completos que facilitan la labor del personal que finalmente debe acometer la reparación del punto defectuoso,

• posibilidad de grabar comentarios de voz junto con la imagen termográfica

• una amplia pantalla que facilita su uso en campo

• nuevo software SmartView 2.0 que proporciona informes más completos y más sencillos degenerar, con imágenes térmicas tridimensionales o cortes de secciones que muestran claramente la temperatura de diferentes elementos, etc.

las cuales mejoran desde un primer momento la eficiencia de los técnicos de mantenimiento, reduciendo los costes de mantenimiento y asegurando el objetivo final de disponer de unas instalaciones eléctricas fiables y seguras

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INTRODUCCIÓN.

Del 14 al 19 de julio de 2012, la Escuela Militar de Ingeniería EMI La Paz, fue sede del IV Bolivian Engineering and Technology Congress (BETCON) un evento internacional de ingeniería del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE) que se inició el año 2008 que reúne a especialistas del IEEE en áreas de Ingeniería Eléctrica, Electrónica, Industrial, Computación, Telecomunicaciones y Robótica. El objetivo del BETCON es presentar ponencias técnicas dirigidas a estudiantes y profesionales, incluyendo la organización de diferentes actividades como visitas técnicas, llamado a artículos técnicos (call for papers), concurso de robots en diferentes

categorías y concurso de tesis de Licenciatura a nivel Latinoamérica.

Este año la Sección Bolivia del IEEEE designó, mediante un concurso interno de Universidades de Bolivia, a la Escuela Militar de Ingeniería (EMI) La Paz, la organizaron la IV edición en Bolivia del BETCON, el evento de ingeniería más importante.

PROGRAMA.

El evento comprendió diversas áreas de desarrollo científico-tecnológico como ser: Robótica y Automatización, Comunicaciones, Sistemas Eléctricos de Potencia, Bioingeniería, Circuitos y Sistemas, etc., con la participación de 31 ponentes en las siguientes áreas de

ingeniería: Industrial, Eléctrica, Electrónica, Computación y Telecomunicaciones; cada uno de ellos innovando en sus presentaciones con temas de vanguardia.

Participaron profesionales y estudiantes de 12 países, contando con expositores distinguidos del IEEE denominados como Fellow Member, tal es el caso de Jhon Nelson y de P.K. Sen, voluntarios muy destacados del IEEE mundial con temas de Industry Aplication and Power and Energy Society.

La presencia de profesionales del Comité Ejecutivo de la Región R9 (Latinoamérica y Caribe), tal como el Ing. Ignacio Castillo (Senior Member IEEE) Secretario del IEEE R9 quien presentó una ponencia en el área de Computación y Telecomunicaciones, así como, la presencia de el Ing. Luis Ivan Ruiz (Senior Member IEEE) Miembro del Comité VICE (Virtual Congress Engineering), quién impartió una conferencia Magistral y un Curso de Especialidad sobre temas de la norma de comunicación IEC 61850 y el estado del Arte en el Sistema Eléctrico Mexicano.

Expositores BETCON 2012 Gustavo Juarez, John Nelson, Alejandra Salina (Presidenta IEEE Bolivia)s,

P.K. Sen, Ignacio Castillo e Ivan Ruiz.

IV BOLIVIAN ENGINEERING TEChONOLOGY CONGRESSBETCON


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Cada año BETCON, tiene el soporte técnico del Ing. Gustavo Juárez de Argentina y miembro del Comité de Concurso de Robótica y el Ing. Luis Ivan Ruiz de México miembro del Comité Técnico, que desempeñaron importantes actividades junto a los estudiantes y profesionales del equipo organizador de la EMI LA Paz a quienes la sección Bolivia del IEEE expresa su reconocimiento por su valioso aporte para el éxito del evento.

Para el año 2013, previo un concurso interno, el IEEE Bolivia ha designado a la Rama Estudiantil IEEE, conformada por estudiantes voluntarios activos, de la Universidad Privada de Santa Cruz de la Sierra, como sede del V BETCON.

COMITÉ ORGANIZADOR.

El IEEE Bolivia expresa su reconocimiento público al comité organizador del IV BETCON 2012 conformado por:

• Ing. Eddy Ledezma Lord Profesor Consejero Rama IEEE-EMI

• Gral. Brig. Javier Carpio Nava. Rector de la Escuela Militar de Ingeniería

• Cnl. DAEN Franz Novillo Torrico Vice Rector de la Escuela Militar de Ingeniería

• Cnl. DAEN Leonardo Astorga Acomata Director U.A. La Paz

• Tte. Cnl. Noel Guachalla Zambrana Jefe de Carrera Ing. en Sistemas Electrónicos.

• Alan Salas Rocha, Alejandro Reynaga Rodriguez, Rosario Vergara Lopez, Sara Molina Olivares, Cecilia Guibarra Cordero,

Jhandyra Vergara, Natalia Vargas Cuentas, Carlos Merlo Kuno y Marco Inca Nica.

ExPOSITORES.

El IEEE Bolivia expresa su reconocimiento a todos los expositores que contribuyeron de manera valiosa al IV BETCON 2012:

Salvador Acha Daza (México)

Fabio A. Arnéz Y.

Ignacio Castillo (México)

Carlos Enrique Cervantes Garcés (Perú)


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José German Espinoza Flores (Bolivia)

Leonardo Franco (Argentina)

Mathias Hölzer (Alemania)

Gustavo Eduardo Juárez (Argentina)

Martin Murillo (Bolivia – Canadá)

John P. Nelson (USA)

P. K. Sen (India – USA)

Avid Roman (Perú)

Luis Ivan Ruiz Flores (México)

Raquel Ivonné Jalil (Bolivia)


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Sergio Rodrigo Larrazábal Vélez O. (Bolivia)

Alvaro Christian Montaño Saavedra (Bolivia)

Orlando Pérez Rasguido (Bolivia)

Roberto Ramos (Bolivia)

Luis Alberto Terán C. (Bolivia)

Alberto Terán Solíz (Bolivia)

Edwin Mamani Zeballos (Bolivia)

Alberto F. Grájeda Chacón (Bolivia)

Juan Marcelo Torrez Baltazar (Bolivia)

Rodrigo Nivardo Salinas Block (Bolivia)


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Erick Benítez Gareca (Bolivia)

Harold Alconz (Bolivia)

Yerco Socrates Vargas Yañez (Bolivia)

Marco Veizaga (Bolivia)

BETCON 2013


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“ENERGIA SOSTENIBLE PARA TODOS ABER 2012” (PRIMERA EDICIÓN)

CONCURSO NACIONAL

ABER - Asociación Boliviana de Energías Renovables

Uno de cada cinco habitantes del planeta – 1.300 millones de personas – sigue careciendo de acceso a la electricidad. Aproximadamente el doble, 2.700 millones de personas, dependen de la madera, el carbón o los excrementos de animales para cocinar alimentos y tener calefacción.

En la economía actual, esta solución no es equitativa y crea un gran obstáculo para la eliminación de la pobreza (Doc. El futuro que queremos UN).

La energía sostenible – energía accesible, costeable, más limpia y más eficiente – es imprescindible para el desarrollo sostenible. Posibilita el crecimiento de empresas, genera empleo, crea nuevos mercados y sobre todo no daña el ambiente. Al contar con energía sostenible, los países pueden superarlas limitaciones de los sistemas energéticos del pasado y establecer las economías del futuro basadas en energía no contaminante.

En este contexto La Asociación Boliviana de Energías Renovables ABER, convoca al I Concurso a Nivel Nacional “ENERGIA SOSTENIBLE PARA TODOS-ABER 2012”, con el objetivo de desarrollar las capacidades y fortalecer el conocimiento de los estudiantes de los dos últimos cursos de nivel SECUNDARIO en el tema de energías renovables, invitando a colegios fiscales y particulares a compartir sus ideas y contribuir en la búsqueda de soluciones en el tema energético que permitan satisfacer las necesidades de la población.

El concurso quiere hacer énfasis en el tratamiento del problema boliviano de falta de acceso a la energía eléctrica por parte de casi 3 millones de personas en el área rural, que viven en comunidades aisladas y dispersas, que utilizan leña para cocinar en fogones abiertos y que tienen

limitaciones económicas, y estudiar cómo las energías renovables pueden ser una respuesta a ese desafío de cobertura.

¡DINOS TU IDEA PARA UN FUTURO SOSTENIBLE!

Para el desarrollo de este concurso en su primera edición, en el marco de la iniciativa Sustainable Energy for All de Naciones Unidas, se identifican una serie de interrogantes que se quieren desarrollar, agrupando las mismas en 3 áreas temáticas:

a) Acceso a la electricidad

¿Cómo lograr que toda la población rural tenga acceso a energía eléctrica?; ¿Pueden las fuentes renovables contribuir a este logro?; ¿Cuánto gastan las familias rurales en energéticos tradicionales (pilas, velas, mecheros, GLP, etc.) para proveerse de energía que podría ser sustituida por electricidad?; ¿Qué planes esta impulsando el actual Gobierno para enfrentar la falta de electricidad en el área rural?; ¿Qué iniciativas se han desarrollado en el país en este campo?; ¿Qué nuevas tecnologías existen y se puede utilizar?

b) Tecnologías de cocción

¿Cuáles son los efectos sobre la salud de mujeres y niños, al usar leña en fogones tradicionales para cocinar?; ¿Cuánto de leña consumen las familias para cocción de alimentos?; ¿Qué nuevas tecnologías se pueden utilizar para realizar una combustión eficiente de la leña?; ¿Qué


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alternativas tecnológicas pueden existir al uso tradicional de la leña como fuente de energía térmica?

c) Calentamiento de agua

¿Qué significa en el campo no tener acceso a agua caliente?; ¿Qué formas de calentar agua con energías renovables son factibles?; ¿Qué servicios sociales podrían potenciarse con agua caliente?; ¿Cuánto cuesta calentar agua con diferentes fuentes de energía?; ¿Existen tecnologías locales para enfrentar este desafío?

Los participantes en este concurso deberán elegir una de estas tres temáticas, en base a las cuales elaboraran sus propuestas que podrían o no contestar cualquiera de las preguntas formuladas en cada inciso mencionado arriba o responder interrogantes nuevas, que los participantes vayan a formular.

¿qUIENES PODRáN PARTICIPAR?

Todos los estudiantes que pertenezcan a colegios fiscales y/o particulares en todo el territorio nacional y que cursen el penúltimo o último año de secundaria.

ALCANCE DEL TRABAJO

Las propuestas que se presenten deberán estar contempladas en alguna de las tres categorías mencionadas a continuación:

a) Investigación diagnóstica de una realidad, basada en la recolección de datos de fuentes primarias. (Por ejemplo, investigar sobre gastos actuales en energía de las familias que no tienen acceso a la electricidad, como cubren sus demandas de energía, que combustibles usan para cocinar, etc.).

b) Planteamiento de una solución tecnológica a un problema de acceso a la energía. (Por ejemplo, introducción de nuevas tecnologías para el aprovechamiento de recursos energéticos renovables en campo).

c) Estudio de caso de aplicaciones exitosas de energías renovables en el contexto del área rural de Bolivia. (Por ejemplo, proyectos de electrificación con sistemas fotovoltaicos, introducción de refrigeradores solares de vacunas, bombeo de agua con energías renovables, microcentrales hidroeléctricas, fogones mejorados, etc.).

CONDICIONES PARA LA PARTICIPACIÓN

a) Se permite hasta un máximo de dos propuestas por unidad educativa.

b) Cada propuesta puede ser elaborada por un máximo de 3 estudiantes.

c) Para que las propuestas sean consideradas debe acompañar el formulario de registro debidamente llenado a la siguiente dirección en internet www.aber.org.bo/concurso2012

d) Los estudiantes participantes deberán contar con el asesoramiento de un profesor que sea parte del plantel docente de la unidad educativa.

e) El grupo de estudiantes estará debidamente avalado por su Colegio para actuar en representación del mismo.

f ) Las propuestas deben ser enviadas hasta el 30 de Septiembre de 2012 en formato digital (subir en la página oficial del Concurso) o físico a las oficinas de la Asociación Boliviana de Energías Renovables “ABER”.

g) Los grupos participantes deberán abonar los siguientes montos a la cuenta habilitada para el concurso en el Banco los Andes, Nº 2901-01-163809-6 (Emma D. Zamora A. -ABER ) por derecho de inscripción:

• Grupos de Colegios Particulares: 50 Bs• Grupos de Colegios Fiscales: 30 Bs

PREMIOS

De todas las propuestas presentadas se elegirán las tres mejores según los criterios de evaluación de un comité de jurados idóneos, con experiencia en la temática de energías sostenibles en el país, quienes determinaran el orden de premiación. Dicho comité será presentado a los participantes mediante publicación en la página WEB de ABER por lo menos 10 dias antes de la primera


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evaluación de las propuestas presentadas.

Los estudiantes cuyas propuestas hayan sido seleccionadas como ganadoras, visitaran la ciudad de Cochabamba para recibir su premio con todos los gastos pagados y participaran del programa de actividades recreativas e informativas desarrollado para el evento.

El primer lugar recibirá la suma de 500 USD, una placa de reconocimiento, y adicionalmenteuna dotación de equipos que funcionan con energías renovables valorados en 500 USD para el colegio.

El segundo lugar recibirá la suma de 300 USD, una placa de reconocimiento, y adicionalmente una dotación de equipos que funcionan con energías renovables valorados en 300 USD para el colegio.

El tercer lugar recibirá la suma de 300 USD, una placa de reconocimiento, y adicionalmente una dotación de equipos que funcionan con energías renovables valorados en 200 USD para el colegio.

CONTENIDO MíNIMO DE LOS PROYECTOS

• Titulo del proyecto• Identificación del Grupo Participante• Temática elegida y alcance del trabajo• Planteamiento del Problema• Justificación• Objetivo• Descripción del proyecto (qué, cuándo, dónde, cómo)• Resultados y Conclusiones

CRITERIOS DE EVALUACIÓN

El Comité evaluador, realizará la calificación de los proyectos que se presente, de acuerdo a los criterios que se muestran a continuación:

1. Originalidad/Innovación2. Posibles impactos económicos3. Impacto comunitario / social4. Impacto educativo5. Impacto Ambiental6. Aplicabilidad y replicabilidad en caso de desarrollarse la propuesta


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La Cámara Boliviana de Electricidad (CBE) es una entidad sin fines de lucro, que está integrada por empresas públicas, privadas, mixtas y cooperativas, que actúan en la Generación, Transmisión y Distribución de la energía eléctrica, en todo el territorio nacional.

La CBE surge en el año 1974, bajo el nombre de ANELEC y desde entonces viene trabajando de manera coordinada con todos los actores del sector eléctrico para alcanzar un mayor desarrollo de la industria eléctrica, en beneficio de todos los bolivianos, teniendo como principales objetivos los siguientes:

• Promover el desarrollo del sector eléctrico, al constituirse el mismo en una de las principales actividades que condicionan el progreso económico y social del país.

• Asegurar por todos los medios legales el fomento, desarrollo y expansión de la industria eléctrica en todo el territorio nacional.

• Realizar toda la promoción posible que tienda al conocimiento y prestigio del sector eléctrico boliviano.

• Propiciar el uso eficiente de los recursos energéticos y la protección del medio ambiente.

EMPRESAS FUNDADORAS

• Cooperativa Rural de Electrificación - (CRE)• Cooperativa Eléctrica Sucre S.A. - (CESSA)• Servicios Eléctricos Potosí S.A. - (SEPSA)• Servicios Eléctricos Tarija S.A. - (SETAR)

Actualmente las empresas afiliadas a la CBE realizan el abastecimiento de energía eléctrica al 81% de los usuarios del servicio eléctrico y administran el 87% de la infraestructura eléctrica de transmisión y el 24% de la generación, siendo responsables del 62% de las inversiones realizada en el sector.

CáMARA BOLIVIANA DE ELECTRICIDAD - “38 AñOS PROMOVIENDO EL DESARROLLO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN BOLIVIA”

Cámara Boliviana de Electricidad

EMPRESAS AFILIADAS A LA CBE:

Empresas de Generación:• Compañía Boliviana de Electricidad – COBEE• Hidroeléctrica Boliviana - HB

Empresas de Trasmisión:• Trasportadora de Electricidad – TDE• ISA Bolivia – ISA

Empresa de Distribución:• Electricidad de La Paz – ELECTROPAZ• Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica

Cochabamba-ELFEC


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• Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Oruro - ELFEOSA

• Compañía Eléctrica Sucre - CESSA• Cooperativa Rural de Electrificación – CRE• Cooperativa Eléctrica Riberalta - CER• Cooperativa de Servicios Eléctricos Uyuni -

COSEU• Servicios Eléctricos Potosí - SEPSA• Servicios Eléctricos Tarija - SETAR

LA CBE EN LA DISTRIBUCIÓN

Estas empresas abastecen al 98% de la demanda de energía eléctrica, abasteciendo a 6 de los 7 departamentos del país que están conectados al Sistema Eléctrico Interconectado (SIN).

Demanda de energía y potencia eléctrica SIN (2011)

Atendiendo a más de 1,5 Millones de consumidores eléctricos en 8 Departamentos del país, lo que representa el 81% de la población que cuenta con el servicio eléctrico, adicionalmente se atiende al 24% de los usuarios de los Sistemas de Aislados.

Consumidores atendidos (Diciembre 2011)

Las Empresas Distribuidoras afiliadas a la CBE están comprometidas con la calidad y la eficiencia, y vienen trabajando en la constantemente superación de los estándares de calidad del servicio, aspecto no solo reconocido a través de los índices de calidad de servicio establecidos por Ley sino a través de instrumentos y programas internacionales de medición de la percepción de la calidad de servicio ISCAL.

Asimismo se han realizado esfuerzos importantes para contribuir a la universalización del servicio de electricidad especialmente en las zonas rurales y periurbanas del país, es así que en un esfuerzo público-privado varias empresas distribuidoras participaron con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía a través del Programa IDTR en la ejecución de proyectos de electrificación rural, iniciativa que fue merecedora de un reconocimiento especial por parte del Banco Mundial y con cuyo éxito se lograron comprometer mayores recursos para proyectos de electrificación.

El volumen de energía requerida para atender a los consumidores eléctricos también ascendió llegando a 5.758,3 GWh, lo que marca un record histórico en el país.

Área de Energía DemandaOperación Comprada Máxima

GWh MWCRE Santa Cruz 2.290,50 422,4ELECTROPAZ La Paz 1.476,60 272,4ELFEC Cochabamba 1.010,20 181,4ELFEO Oruro 382,2 68.7SEPSA Potosí 383,4 64,9CESSA Sucre 215,4 40,3ENDE Beni 72,2 16,1

5.830,50 997,5

Empresa

TOTAL SIN

ConsumidoresResidenciales/ Total

Empresa Domicil iarios ConsumidoresELECTROPAZ 418.528 468.289ELFEC 359.958 414.381CRE 357.279 403.508SEPSA 82.675 91.918ELFEO 67.292 74.326CESSA 63.098 72.241SETAR 45.781 50.507CER 13.034 14.387

TOTALES 1.407.645 1.589.557


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Energía Comprada (GWh) - SIN

LA CBE EN LA TRANSMISIÓN

Nuestras empresas son responsables de administrar más de 2.600 Km de líneas de transmisión eléctrica representando el 87% de la infraestructura existente.

Líneas de trasmisión (Diciembre 2011)

Se operan 14 subestaciones, 12 Capacitores, 11 Reactores y 34 Autotrasformadores, con una potencia combinada de transformación de 1.244,8 MVA.

Líneas de Transmisión por nivel de tensión (KV)

LA CBE EN LA GENERACIÓN

Nuestras empresas generan 298,4 MW con centrales hidroeléctricas y 18,7 MW con centrales termoeléctricas, lo que representa el 24% de toda la energía producida en el país.

Generación Hidroeléctrica (MW)

LA CBE EN LAS INVERSIONES

Desde el año 1995 se invirtieron más de USD 695 MM en la industria eléctrica boliviana, representando el 62% del total de la inversión realizada en el sector.

Inversiones en la Industria Eléctrica(período 1995 – 2010 MM USD)

Estando a la altura de los desafíos planteados por el sector eléctrico, nuestras empresas afiliadas realizaron importantes inversiones que permitieron acompañar el crecimiento promedio de los últimos años que estuvo por el orden del 7%, de igual manera nuestra afiliadas durante la gestión 2011 comprometieron inversiones en distribución por 200 MM de dólares para

Empresa Trasmisoras

Nivel de Tensión (KV) 230 115 69

Otros Trasmisores 0,0 397,6 0 Trasmisores afiliados a la CBE 1.545,2 879,8 185,3

Total STI 1.545,2 1.277,4 185,3


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el período 2012 – 2015, marcando un record en la historia del sector eléctrico, estas inversiones significa mayor cobertura y mejor calidad del servicio para los bolivianos.

LA CBE Y LA TARIFA DIGNIDAD

A través de un Convenio de Alianza Estratégica con el Estado de Bolivia se aportaron más de Bs. 176 MM, para favorecer a los usuarios de menores recursos, llegando a beneficiar a más de 51% de los consumidores domiciliarios.

Solo durante la gestión 2011 se beneficio a más de 800 mil familias en todo el territorio nacional, representando un ahorro para los consumidores de más de Bs. 63 MM.

Beneficiaros Tarifa Dignidad

Así mismo las tarifas eléctricas aprobadas para el periodo 2012 – 2015 para nuestras empresas (ELECTROPAZ, ELFEOSA, ELFEC, CESSA Y CRE – Área Integrada) incluyen criterios de “Tarifas Equitativas” lo cual representa un beneficio para los consumidores de menores recursos quienes disminuirán sustancialmente su tarifa eléctrica.

Cámara Boliviana de ElectricidadCalle Colón N° 150, Edif. Litoral, Piso 7 Of. 4

Teléfono: (591)-2-2312988 / 2390772www.cbe.com.bo

La Paz – Bolivia

colegio de ingenieros electricistas y electrÓnicos

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