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Colegio de Ingenieros Electricistas y Electrónicos

Colegio de Ingenieros Electricistas y Electrónicos

CONTENIDO Colegio de Ingenieros Electricistas y Electrónicos - CIEE La Paz

Mayo 2017

COLEGIO DE INGENIEROS ELECTRICISTAS Y ELECTRÓNICOS

ELECTROMUNDO DIRECTOR Rogelio Choque Castro

Edif. Bolívar P. 8 Of. 802 • Telf./Fax 2370434 E-mail:[email protected] www.electromundo.com.bo

SECRETARIA: Elizabeth Quisbert Mauricio

EDITOR Rubén Casas Condori Telfs.: 71211410 - 2576934 [email protected]

Diseño y Diagramación PRESIDENTE: MOISES MONTECINOS POMIER

Kim Art

SECRETARIO GENERAL:

Telf.: 2228760 • 73019540 [email protected] [email protected]

ALEX JAMIL PAREJA ARANCIBIA SECRETARIO DE HACIENDA: JOSE LUIS AGUILAR ARUQUIPA

IMPRESIÓN: SECRETARIO ACADÉMICO: RENE VASQUEZ TAMBO STRIO. PRENSA Y PUBLICIDAD:

Nuestra Portada

ROGELIO CHOQUE CASTRO

[email protected] Calle Sucre Nº 916 La Paz - Bolivia

SECRETARIO DE DEPORTES ROGER LUCIO CHUQUIMIA APAZA VOCAL 1: MAURICIO WILDE BACIGALUPO

PRIMERA FERIA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ELECTROMUNDO no se responsabiliza de las opiniones y/o criterios técnicos contenidos en los diferentes artículos proporcionados por sus colaboradores para su publicación. REGISTRO ISSN 2220-5276 PROPIEDAD LITERARIA E INTELECTUAL DEPÓSITO LEGAL: 4-3-360-83 Se autoriza la reproducción parcial ó total mencionando el medio y el Autor.

VOCAL 2: JOSE LUIS BELTRAN SANCHEZ 

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EDITORIAL

FERIA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 1RA VERSIÓN 2016 Centro de Estudiantes de Ingeniería Eléctrica – CEIELT, Rama Estudiantil IEEE - UMSA

En esta Edición N° 80 de la Revista ELECTROMUNDO recordamos que un 28 de febrero de 1980, los siguientes profesionales: Ing. Victor Virreyra Valda Ing. Orlando Canseco Gonzales Ing. Jorge Dulón Perez Ing. Angel Zannier Claros Ing. Humberto Hinojosa Virreyra Ing. Eduardo Viscarra Vargas Ing. Edgar Reyes Reyes Ing. Jhonny Carreón Moreno Ing. Luis Doria Medina Claros Ing. Augusto Guzmán Quiroga Ing. Jaime Carasas Vera Ing. Rolando Arias Anaya Ing. José Luis Limpias Antequera Ing. José Bejarano Arce Ing. Carlos Rodríguez Quevedo Ing. Jaime Guerra Fernandois Ing. Carlos Tudela Jemio Ing. Renán Arce Muñoz que en el afán de aglutinar a los profesionales del área de electricidad y ramas anexas fundaron la Sociedad de Ingenieros Electricistas y Electrónicos de La Paz (SIEE La Paz). Desde ese entonces la SIEE desarrolló sus actividades en pro de la sociedad, realizando el visado de planos eléctricos, peritajes y actividades relacionadas, además de capacitaciones de formación para profesionales y estudiantes del área de Ingeniería Eléctrica y Electrónica. El año 1.995, en aplicación a la promulgación de la Ley 1.449 (promulgada en 1.993) del Ejercicio profesional de la Ingeniería se cambió el denominativo a “Colegio de Ingenieros Electricistas y Electrónicos” (CIEE – La Paz) cuya finalidad fue la de establecer lazos profesionales y sociales para expandir sus servicios hacía la sociedad en general. Durante esta trayectoria de 37 años se logró mediante las actividades desarrolladas adquirir una sede propia que está ubicada en el piso 8 del Edificio Bolívar (Av. Mariscal Santa Cruz 1285). En el presente año se amplió el patrimonio del CIEE con la adquisición de un Auditorio, que estará destinado para actividades de capacitación, sociales y reuniones en general. El CIEE - La Paz, se constituye en la única Institución Colegiada de la ingeniería en el Departamento de La Paz que se encuentra plenamente fortalecida por sus profesionales que lo integran y también que está respaldada por la sociedad en su conjunto. Son 37 años de constante dedicación y sacrificio, en los cuales pasamos momentos gratos, difíciles, y anécdotas vividas de los colegiados. Actualmente nos encontramos en la búsqueda de mejorar y ser una institución más representativa ante la sociedad, nuestro esfuerzo está enfocado al conocimiento y a la formación humana, siempre tratando de mostrar las cualidades profesionales y humanas de nuestros asociados. Agradeciendo y felicitando a nuestros colegas asociados es que planteamos aunar esfuerzos para ser mejores cada día. Felicidades Ingenieros Electricistas y ramas anexas, sigamos adelante.

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Abstract.

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This document is a summary of the Fair in its first version of the Electrical Engineering Career of the Universidad Mayor de San Andrés, which was organized by the Center for Students of Electrical Engineering, Career Direction and the IEEE Student Branch - UMSA, which was held in December 2016.

Investigación documental o experimental de campo.

2. Antecedentes.

El centro de estudiantes de la carrera de ingeniería eléctrica, la dirección de la carrera de la Universidad Mayor de San Andrés y la Rama estudiantil IEEEUMSA, tienen como principal propósito fomentar la constante actualización, investigación en las Keywords – Feria, Ingeniería Eléctrica, Digsilent, diferentes áreas de la ingeniería eléctrica para Sistemas Eléctricos de Potência (SEP), Python. Contribuir al desarrollo técnico y tecnológico de las empresas e instituciones de servicios social, industrial, financiero, salud y comercial; a 1. Resumen. través de profesionales formados con suficientes El presente documento, es un resumen de la Feria conocimientos teóricos – prácticos en componentes en su primera versión de la Carrera de Ingeniería eléctricos y electromagnéticos, investigador, Eléctrica de la Universidad Mayor de San Andrés, planificador y evaluador del desarrollo físico y del que fue organizada por el Centro de Estudiantes sistema integral eléctrico, apoyados en los avances de Ingeniería Eléctrica, Dirección de la Carrera y la de la ciencia y la tecnología. En este sentido se Rama Estudiantil IEEE – UMSA, realizado en el mes organizó la primera Feria de Ingeniería Eléctrica en de diciembre de 2016. Conto con la participación de su primera versión. 13 trabajos distribuidos en dos categorías. El objetivo principal es el de fomentar el desarrollo de investigación, aplicación e innovación tecnológica en Ingeniería Eléctrica, así como también el emprendimiento de nuestros estudiantes, a través de la aplicación de la teoría y la tecnología vista de la carrera y enfocada al desarrollo sustentable, en proyectos que den respuesta a las necesidades y requerimientos planteados por la sociedad. Objetivos específicos: •

• • •

Propiciar la vinculación con los diferentes sectores de la sociedad difundiendo las capacidades alcanzadas en la carrera de Ingeniería Eléctrica. Fomentar la aplicación de competencias profesionales que tienen los estudiantes de la carrera de Ingeniería Eléctrica. Invitar a la sociedad dando a conocer la carrera de Ingeniería Eléctrica como parte fundamental para el desarrollo de la región y del país. Propiciar el desarrollo y la actualización de los participantes.

Los trabajos presentados se dividieron en dos categorías: • Desarrollo tecnológico diseño innovador.

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Resolución N° 816/2016 Honorable Consejo Facultativo • •

Artículo primero. - Mediante resolución facultativa N° 65/2016 aprueba la realización anual de la feria de Ingeniería Eléctrica. Artículo segundo. - La convocatoria para la realización de la primera versión de la feria de ingeniería eléctrica en dicha gestión.

Se solicitó que diferentes participantes, debería presentar el Perfil de su Proyecto para, para validar Para validar su inscripción de acuerdo al siguiente esquema presentado a continuación: • • • • • • • • • • • •

Introducción Resumen del Proyecto Antecedentes Planteamiento del Problema Objetivos Objetivo Principal Objetivos Específicos Justificación Hipótesis Metodología Solución Propuesta Resultados

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• • •

2.

Impacto Conclusiones Bibliografía

Participación en la Feria.

La convocatoria a la Feria de Ingeniería Eléctrica en su primera versión, conto con la participación de los siguientes trabajos: Categoría Desarrollo tecnológico diseño innovador. • • • • • •

Proyecto Uso del "Python" en la Industria Eléctrica. Aplicación De La Fotocelda Para El Alumbrado Publico ¿Bolivia Centro Energético? ¿ENERGIA ELECTRICA? Uso Correcto Del S.I. De Unidades Y Medidas Termodinámica Técnica Mec-244

Categoría Investigación documental, experimental o de campo. • • • • • • •

3.

Planta De Galvanización Automatizada. Buscador Solar De Dos Ejes Diseño Y Construcción De Un Convertidor Monofasico-Trifasico Generador De Van Der Graaf Centrales De Biomasa Diseño Experimental De Una Bobina De Tesla Transferencia De Energía Inalámbrica

Jurado Calificador.

Para la calificación de los diferentes trabajos presentados en la Feria de Ingeniería Eléctrica, se invitó a docentes de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Mayor de San Andrés, que se lista a continuación: • • • • • • • • • •

Ingeniero Reynaldo Castañón Gómez Ingeniero Moises Montecinos Pomier Ingeniero Alex Pareja Arancibia Ingeniero Jorge Gutiérrez Tejerina Ingeniero Gervacio García Ingeniero Alfredo Morejón Ingeniero Waldo Huanca Ingeniero Carlos Tudela Ingeniero Juan Víctor Amonzabel Ingeniera Marisol Ayala

4. Descripción de los proyectos presentados. Se presenta a continuación un breve resumen de los proyectos presentados por categorías.

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Categoría Desarrollo tecnológico diseño innovador.

4.1 Uso del Python en la industria eléctrica. El trabajo presento como hipótesis, una alternativa para los análisis de los sistemas eléctricos de potencia en diferentes estados de carga, condiciones, etc., es “la automatización de tareas en el software Digsilent PowerFactory mediante el uso de programación libre Python”.

Proyecto Uso del Python en la Industria Eléctrica. LIMBERT OMAR APAZA YAHUASI CRISTHIAN COYO YANQUE LIMBERT REMBERTO APAZA CHURA DANIEL RAMOS HUANCANI



¿Bolivia Centro Energético? RODRIGO MAMANI AGUILAR VICTOR TARIFA BLANCO LUIS FERNADO FERNANDEZ QUISPE ALVARO NICOLAS AGUDO



4.2 Diseño Experimental De Una Bobina De Tesla



El trabajo presento como parte demostrativa la bobina tesla aplicando conceptos básicos de la ley de Ohm y la ley de Faraday donde de manera práctica llegaron a realizar una Bobina de Tesla a escala.

Uso Correcto Del S.I. De Unidades Y Medidas JOSE LUIS POMA MAMANI IVAN QUISPE APAZA ALVARO SIMON PAREDES PILLCO JOSE JOEL PEREZ QUISPE

5.

Calificación De Los Proyectos

La calificación de los proyectos, se realizó en ambientes de la dirección de la carrera de Ingeniería Eléctrica, con la presencia de los jurados calificadores, representantes del Centro de Estudiantes de Ingeniería Eléctrica. Los miembros del jurado calificador, resaltaron la participación de la comunidad universitaria y la exposición de los diferentes proyectos, coincidiendo en señalar que fue muy bien organizado y que se debe continuar con la Feria de Ingeniería Eléctrica en forma anual.

6. Temas y Participantes por Categoría Categoría Desarrollo tecnológico diseño innovador.

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Aplicación De La Fotocelda Para El Alumbrado Publico GASTON ALFREDO URUCHI POMA MICHAEL RENE PACO MACHACA RODRIGO QUISPE CONDORI JULIO CESAR MAMANI QUISPE



En el trabajo de investigación del uso del Python en la industria eléctrica presentado, se verificó mediante la aplicación en varios ejemplos, la automatización de tareas en el software PowerFactory Digsilent, mediante el uso del lenguaje de programación libre Python.

Desde el punto de vista ambiental e innovador se lo puede denominar a esta demostración como medio de distribución de energía eléctrica limpia e inalámbrica.











Centrales De Biomasa DAVID RENE GOMEZ RAMOS SERGIO VICTOR CONDORI CONDORI







¿ENERGIA ELECTRICA? MAGALI APAZA OCHOA SONIA RUTH MAMANI TARQUINO YOVANA QUISPE QUISPE

Generador De Van Der Graaf CARLOS MIRKO HUANCA CHOQUE AMILCAR ANTONIO APAZA VILLANUEVA GABRIEL HEIBER CHUQUIMIA CATACORA ADEMIR JHONNY NINA CAYO

Diseño Experimental De Una Bobina De Tesla OSCAR QUISPE LUNA HECTOR TENORIO VILLEGAS PABLO ESPINOZA ESPINOZA JOSE MIGUEL RAMOS ARCANI

Transferencia De Energía Inalámbrica JHON DAVID ARGOLLO TICONA JALIR ANDRE HUAYLLAS SOTO DAVID KEVIN CUEVAS TORRES

6.1. Proyectos Ganadores. En la categoría Desarrollo tecnológico diseño innovador, el proyecto “Uso del Python en la Industria Eléctrica” resulto ganador que tuvo la participación de los siguientes miembros:

Termodinámica Técnica Mec-244 JESSICA SILES FLORES ABRAHAM MACHACA MAMANI MAURICIO EDSON CONDORI REYES

Ingeniero Gonzalo Oscar Eulate Choque Ingeniero Luis Adolfo Pozo Barrera Universitario Daniel Ramos Huancani Universitario Cristhian Coyo Llanque Universitario Limbert Omar Apaza Yahuasi

En la categoría Investigación documental, experimental o de campo, el proyecto “Diseño Categoría Investigación documental, Experimental De Una Bobina De Tesla” resulto experimental o de campo. ganador que tuvo la participación de los siguientes miembros: Planta De Galvanización Automatizada. CARLOS PACHECO DAVID Ingeniero Javier Gonzalo Hernani Diaz NELSON ICHUTA TRIGUERO Universitario Oscar Quispe Luna ROGER VARGAS TANCARA Universitario Hector Tenorio Villegas PABLO ESCOBAR CHAIÑA Universitario Pablo Espinoza Espinoza Universitario Jose Miguel Ramos Arcani Buscador Solar De Dos Ejes MARCO ANTONIO GARAY GAVINCHA 7. Premiación a los Proyectos ULISES RAUL CHOQUE MAMANI ABDIAS MITA HUARANCA Ganadores. GISSELLE STEFANI MITA AMARU Diseño Y Construcción De Un Convertidor Monofasico-Trifasico RUDDY ULURI MAMANI BLITZ PEÑARANDA MARQUEZ FAVIOLA LOVERA ROJAS

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El acto de premiación se realizó en ambientes de la carrera de Ingeniería Eléctrica, con la participación del Director de la carrera, el Decano, representantes del Centro de Estudiantes. Se hizo entrega de Bs 3.000 a cada equipo ganador en las dos categorías.

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Galería de fotos.

Laura Patricia Condori Carrasco [5] Perfil de Proyecto Uso Correcto Del S.I. De Unidades Y Medidas. [6] Perfil de Proyecto Termodinámica Técnica Mec-244. [7] Perfil de Proyecto Planta De Galvanización Automatizada. [8] Perfil de Proyecto Buscador Solar De Dos Ejes. [9] Perfil de Proyecto Diseño Y Construcción De Un Convertidor Monofásico - Trifásico. [10] Perfil de Proyecto Generador De Van Der Graaf. [11] Perfil de Proyecto Generador De Van Der Graaf. [12] Perfil de Proyecto Centrales De Biomasa. [13] Perfil de Proyecto Diseño Experimental De Una Bobina De Tesla.

8. Conclusiones. Se cumplió con los objetivos de incentivar la investigación de los docentes y estudiantes de la carrera de Ingeniería Eléctrica. Se presentaron proyectos como el caso del uso del Python en la industria eléctrica, que valida la necesidad de contar con el software Digsilent PowerFactory para continuar con la investigación y análisis de los sistemas eléctricos de potencia. La aplicación de la Bobina Tesla, demostró que es una fuente que crea descargas eléctricas a una distancia considerable, el cual puede ser utilizado para transferir energía eléctrica inalámbrica. En caso de la Planta de Galvanización Automatizada se evidenció que es una herramienta muy aplicativa en muchas industrias para poder acelerar el trabajo de varios procesos.

Bibliografía Consultada. [1] Perfil de Proyecto Uso del Python en la Industria Eléctrica.

[14] Perfil de Proyecto Transferencia De Energía Inalámbrica.

Acerca de los organizadores. Marco Antonio Garay Gavincha (Coordinador General de la Feria) Estudiante de la Universidad Mayor de San Andrés en la carrera de Ingeniería Eléctrica, secretario general del Centro de Estudiantes de Ingeniería Eléctrica “AMPERE 2016-18”, presidente de la Rama Estudiantil del IEEE-UMSA, áreas de interés Potencia, Instalaciones Eléctricas y Energías Alternativas. Email: [email protected] Ulises Raul Choque Mamani Estudiante de la Universidad Mayor de San Andrés en la carrera de Ingeniería Eléctrica, consejero de carrera suplente del Centro de Estudiantes de Ingeniería Eléctrica “AMPERE 201618”, áreas de Control y Potencia.

[2] Perfil de Proyecto Aplicación De La Fotocelda Para El Alumbrado Público.

Email: [email protected]

[3] Perfil de Proyecto ¿Bolivia Centro Energético? [4] Perfil de Proyecto ¿ENERGIA ELECTRICA?

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De los editores del artículo

Estudiante de la Universidad Mayor de San Andrés en la carrera de Ingeniería Eléctrica, tercera ejecutiva del Centro de Estudiantes de Ingeniería Eléctrica “AMPERE 2016-18”, áreas de interés Potencia y Energía.

Gonzalo Oscar Eulate Choque Docente de la carrera de Ingeniería Eléctrica - UMSA

Email: [email protected]

Egresado de la carrera de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Mayor de San Andrés, en la actualidad auxiliar de las materias de Física 200 y Electrónica Básica, áreas de interés: Redes de Distribución, Sistemas Eléctricos de Potencia, Subestaciones de Potencia, Calidad de Energía.

Cristhian Omhar Arteaga Villar Estudiante de la Universidad Mayor de San Andrés en la carrera de Ingeniería Eléctrica, consejero de carrera suplente del Centro de Estudiantes de Ingeniería Eléctrica “AMPERE 2016-18”, áreas de Generación, Transmisión, Instalaciones Eléctricas.

Roger Edson Vargas Tancara

Email: [email protected] Tarek Huascar Paco Fernandez

Email: [email protected] Gabriel Heiber Chuquimia Catacora Estudiante de la Universidad Mayor de San Andrés en la carrera de Ingeniería Eléctrica, cuarto ejecutivo del Centro de Estudiantes de Ingeniería Eléctrica “AMPERE 2016-18”, áreas de Generación, Transmisión. Alejandro Mathius Sandoval Ortiz Estudiante de la Universidad Mayor de San Andrés en la carrera de Ingeniería Eléctrica, consejero de carrera suplente del Centro de Estudiantes de Ingeniería Eléctrica “AMPERE 201618”, áreas de Generación y transmisión. Email: [email protected] Pedro Luis Sanga Benito Estudiante de la Universidad Mayor de San Andrés en la carrera de Ingeniería Eléctrica, consejero de carrera suplente del Centro de Estudiantes de Ingeniería Eléctrica “AMPERE 2016-18”, áreas de Generación, Transmisión, Instalaciones Eléctricas. Alvaro Guachalla Chambi Estudiante de la Universidad Mayor de San Andrés en la carrera de Ingeniería Eléctrica, áreas de interés Potencia y Energía.

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Egresado de la carrera de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Mayor de San Andrés, áreas de interés: Sistemas Eléctricos de Potencia, Subestaciones de Potencia, Taller Eléctrico y selectividad. Email:[email protected]

GALERÍA DE FOTOS

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EL ANGOSTO DEL BALA Y SUS CONSECUENCIAS Ing. Dipl. Julio Alvaro Hübner Méndez

El gobierno nacional ha contratado los servicios de la empresa Consultora Italiana GEODATA el estudio de factibilidad, para la viabilizar la posterior construcción del proyecto hidroeléctrico el Angosto del Bala. En este artículo se señalan algunos temas que deben ser analizados a objeto de reducir al mínimo los impactos ambientales, económicos y sociales para evitar consecuencias.

Ubicación El proyecto se ubica a unos aproximadamente 15 km de las poblaciones de Rurrenabaque en el Beni y San BuenaVentura de La Paz, poblaciones que se encuentran frente a frente y comparten las orillas del río Beni. Está situado en el interior en el interior del Área del Parque Nacional Madidi y afectará también al área de la Reserva de la Biosfera y Tierra Comunitaria de Origen Pilón Lajas y las Tierras Comunitarias de Origen Mozeten y Tacana, entre otras. Se sitúa en un área tropical de los departamentos de La Paz y del Beni, que tiene una alta diversidad ecológica.

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Hidrología del río Beni El río Beni discurre del centro oeste al noreste del país, desde su nacimiento hasta su desembocadura en el río Madera, tiene más de 120 afluentes de los cuales los más importantes son: La Paz, Bopi, Kaka, Mapiri, Alto Beni y Tuichi. Se divide en dos partes claramente diferenciadas, la primera: alto andina hasta el angosto del Bala y la otra: llanos de tierras bajas desde ese punto hasta su confluencia con el río Madre de Dios y luego desde la confluencia de ese río hasta el río Madera (altura de Villa Bella). Su cuenca es de 182.400 km2 y en el angosto del Bala se registra un caudal medio de 2.510 m3/seg con nivel máximo histórico de 9.300 m3/seg., una temperatura media de 25,9 oC y los niveles máximos de concentración y disolución de sólidos son de 890 mg/l y de 92 mg/l, respectivamente, que son los valores máximos de los ríos de las cuencas de Bolivia.

Ecología y medio ambiente De acuerdo a la clasificación de Mabel Maldonado y otros autores la región alto andina corresponde a montañas pluviestacionales en el nivel montano (3.900 a 2.000 msnm) y sub-andino (2.000 a 1.500 msnm) y serranías y colinas pluviales y de llanuras aluvial pluviestacional y depósitos holocénicos lateralizados (menores de 1.500 a 600 msnm). Ref. Geografía Ecológica de Bolivia- Vegetación y Ambientes Acuáticos. Fundación Patiño, 2011.

Debido al amplio rango altitudinal, asociados con una amplia variedad de ecosistemas. Encontramos zonas nivales y ambientes periglaciares, Páramo Yungueño, Bosque Nublado de Ceja, Bosque Húmedo a Perhúmedo de Yungas, Bosque Pluvial Subandino, Bosque Seco Deciduo de San Juan del Asariamas, Bosque muy Húmedo Pedemontano, Bosque Húmedo Estacional basal, Sabanas de Inundación y Palmares Pantanosos de palma real se estiman de 5.000 a 6.000 especies de plantas superiores en todo el Área. Entre éstas destacan: la queñua, huaycha, nogal, pino de monte, el aliso, el limachu, el laurel, el bibosi. También existen numerosas especies maderables como la mara (en peligro crítico), el cedro, el palo maría, el ochoó. Además, el área presenta una gran diversidad de palmas, entre las cuales se puede mencionar: las jatatas, la pachiuva, el motacú, varias chontas, la palma, el asaí y la palma real.

Tamaño El proyecto se ha dividido en dos, el Chepete y el Bala, sus estudios datan desde hace 50 años, aunque recién los últimos años, se ha procedido a rescatar alguna información y diseños preliminares efectuados anteriormente. Su potencia no está definida pero se estima en 3.500 MW de los cuales al Chepete corresponderían 3.100 MW y 400 MW al Bala. El estudio de factibilidad actualmente en curso podrá definir un costo de inversión superior a 6.000 millones de dólares, que representa aproximadamente 1.700 dólares el kW, cuyo costo es bajo comparado con otras hidroeléctricas que se están construyendo en el país, en efecto San José se encuentra más o menos en 2.500 dólares el kW y Misicuni en ese orden. Sin embargo en ese costo de inversión no se ha considerado el costo de la doble línea de transmisión de 800 km aprox. hasta Jiraú en territorio brasileño (nombre de la planta hidroeléctrica más cercana a Bolivia, sobre el río Madera y punto de interconexión), en corriente continua, que en 750 kV de tensión resultará aproximadamente 750.000 dólares el km, que ocasionaría un gasto adicional de 600 millones de dólares resultando una inversión de 6.600 millones de dólares que resulta 1.885,7 $us/kW. Y los costos ambientales?, bueno nadie está seguro a ciencia cierta de cuanto valdrán sin embargo, deben realizarse las siguientes consideraciones: El río Beni es un río que tiene alto nivel de sedimentos, los cuales originan la presencia de fauna: peces, aves, mamíferos, etc. y bosques de galería a lo largo de su recorrido desde las alturas del Alto Beni hasta su confluencia con el río Madera. Los estudios deben realizarse de simulación en 3D (3 dimensiones) a fin de determinar la influencia del sedimento o la ausencia del mismo, a lo largo de la cuenca del río Beni. Debe tomarse cuenta la colmatación en el sitio de las presas, la generación de gases de efecto invernadero y el costo de la limpieza de las represas. También deben considerarse medidas específicas para mitigar los impactos a la fauna y vegetación en el área de influencia del proyecto y plantear medidas de adecuación.

La estructura geofísica y bioclimática de la cordillera real y de los llanos orientales, debido a su complejidad, originan la formación de vegetación y fauna propias, muy poco estudiadas y con escasa información disponible. Sin embargo, existen numerosas especies de animales y de plantas endémicas, que se encuentran en estado de vulnerabilidad. Solamente en el área del Parque Nacional Madidi (cuya fotografía se muestra) habitan 867 especies de aves (85% de la avifauna del país), 156 especies de mamíferos, 84 especies de anfibios, 71 especies de reptiles y 192 especies de peces, además de flora muy diversa en la que se han registrado 1,865 especies de plantas superiores y 2,873 especies probables, entre las especies vulnerables se pueden citar: el mamaco, chotacabras, águila arpía, parabachi cabeza azul, mozqueta yungueña, lucachi, londra, carachupa de agua, tatú carreta, murciélago de orejas grandes, murciélago longirostro negro, marimono, perrito de monte, oso andino, jaguar, bufeo, anta, chuñitaruca, jochi con cola, etc. Ref. Libro Rojo de Vertebrados de Bolivia. Ministerio de Medio ambiente y Agua, 2009.

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Y los costos sociales? Se deben considerar proyectos alternativos no solamente para la reubicación de la población afectada, sino también de desarrollo local, regional y nacional.

Conclusiones Para contar con buena información, como línea base, se deben realizar muestreos representativos de calidad de agua, cada 2 km por lo menos, en ambas orillas del río Beni desde el Alto Beni hasta su confluencia con el río Madera, cachuelas y meandros. Además de realizar muestreos de fauna y flora, especialmente en lugares sensibles. El convertir aguas abajo, el río Beni, en un río sin sedimentos puede originar erosión en las orillas e inundaciones afectando a comunidades ribereñas. Deben plantearse proyectos de compensación por pérdida de propiedades y bienes. La afectación a la fauna y vegetación puede ser muy grande, recordemos que el área representa una de las áreas de mayor diversidad ecológica de américa y del mundo. El estudio ambiental debe plantear

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medidas de protección y conservación de la fauna y de la vegetación ribereña, en los sitios de las plantas, sus embalses, áreas de inundación, impactos por la construcción de caminos de acceso y a lo largo del trazado de la línea de transmisión desde las plantas hidroeléctricas hasta el Brasil, en su área de influencia.

El convertir aguas abajo, el río Beni, en un río sin sedimentos puede originar erosión en las orillas e inundaciones afectando a comunidades ribereñas. Deben plantearse proyectos de compensación por pérdida de

Recordemos que estudios similares requieren al menos propiedades y bienes. de cinco años, en estiaje y época de lluvias y será requerida de presencia de científicos y elaboración de proyectos complementarios serios y factibles. Los cuales son de alto costo, que un examen muy ligero obligarán a destinar por lo menos el 20% de la inversión a los proyectos alternativos. Aún en el supuesto caso de que se llegue a una negociación seria con el Brasil, para la venta de energía eléctrica, deberá tomarse en cuenta que el precio deberá ser sustentable a lo largo de la vida útil del proyecto. El cual debe ser inferior o igual al que Brasil paga en su sistema interconectado y por otro lado debe permitir la factibilidad del proyecto. El Brasil ha incumplido el Tratado de Petrópolis, respecto a la salida al mar por la cuenca del Amazonas hasta el Atlántico comprometida con Bolivia, por la cesión del Acre; no permite la utilización del agua para consumo humano en el río Paraguay fronterizo con Bolivia y nada hace suponer que ellos cambiarán su parecer respecto al tema, tampoco han dado información fehaciente de los impactos ambientales y menos de medidas de compensación por la construcción de las centrales hidroeléctricas de Jiraú y San Antonio en el río Madera, en territorio brasileño, cuya afectación a la fauna íctica (especialmente peces migratorios), enfermedades tropicales por la proliferación de mosquitos y otras alimañas e inundaciones aguas arriba, entre otras, en territorio nacional, es evidente. El tamaño de la planta es superior tres veces a la demanda presente existente en Bolivia, por lo que no sería aprovechable, ni en toda la vida útil del proyecto, el único país que lo puede comprar energía eléctrica generada por el proyecto, es Brasil, por lo que el proyecto nos puede hacer dependientes incluso de su política. El endeudamiento del país aumentará, por ello deben tomarse medidas para evitar el impacto a nuestra economía. Los ingresos por la venta de energía deberá estar destinados para la atención a la pobreza, generación de empleo, construcción de carreteras y su mantenimiento, construcción de un aeropuerto internacional en Rurrenabaque o lugares cercanos, industrialización, y otras necesidades de todo el país, mientras no se cuente con proyectos sustentables, serios y a largo plazo, no vale la pena plantear este proyecto.

ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO DE LA CONVENIENCIA DE REEMPLAZO O REPARACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA (2da. Parte) SIMÓN SAMÁN SIGLER Ing. Mecánico Electricista

4. EJEMPLO DE UN CASO. La aplicación de un caso práctico corresponde al siguiente escenario: El transformador de potencia en cuestión, prestaba servicio en una subestación de distribución de energía eléctrica. Como consecuencia de una falla, cercana a la Datos del transformador subestación, se produjo la generación de gases Potencia: 7.5/9.9 [MVA] – ONAN/ONAF en el transformador hasta activar la señal de alarma del relé Buchholz. Pocas horas más Tensión Primaria: 69 [kV] (- 5x2.5 %, off load) tarde, se produjo la apertura del interruptor Tensión Secundaria: 6.9 [kV] de potencia, asociado al transformador, por la orden del relé diferencial de protección. Grupo de conexión: Yd1 Máxima elevación de temperatura del bobinado: Año de fabricación:

• • • • • •

65 [°C]

Una vez que la unidad fue retirada del servicio, se efectuó la inspección de la parte activa del transformador, determinando que los daños en el transformador eran:

1977

Bobinado de la fase 3 con daños en varias espiras, las que estaban fundidas y aislamiento carbonizado. Bobinado de la fase 1 deformado y con aislamiento reseco. Bobinado de la fase 2 deformado y el aislamiento quemado. Sistema de prensado completamente suelto. Aceite aislante con un contenido de carbón elevado. Dos bushings de alta tensión con valores de capacitancia C1 elevada.

Las fotografías siguientes muestran la condición de los bobinados.

Sin embargo, con el propósito de contar con energía eléctrica para el desarrollo se pueden construir alternativamente, a menor costo, otras hidroeléctricas, en el valle de Zongo, a continuación de las existentes o realizar un incremento del tamaño de los reservorios intermedios; plantear la construcción de centrales hidroeléctricas en el valle del Chucura y aguas abajo; construcción de centrales hidroeléctricas en el río grande de Tarija; construcción de centrales hidroeléctricas en el Chapare, aguas debajo de San José actualmente en construcción, entre otras; o utilizar tecnologías disponibles de bajo costo para la generación de energía eléctrica utilizando la radiación solar del altiplano, también pueden estudiarse y ejecutarse la construcción de plantas hidroeléctricas de bombeo especialmente en Zongo y el Taquesi; utilización del litio en reactores de fusión; también existen disponibles tecnologías probadas de generación hidroeléctrica a ¨pelo de agua¨ en ríos de gran caudal, generación dendroeléctrica en plantas utilizando uso racional y sustentable de los recursos naturales de la leña, etc. Ing. Dipl. Julio Alvaro Hübner Méndez Es Ingeniero Electricista y Diplomado en Gestión Ambiental en la industria, cuenta con 38 años de experiencia profesional, tanto en el sector eléctrico como en medio ambiente.

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Condición de los bobinados Tomando en consideración la condición actual del transformador surgen, como alternativas de reparación, los siguientes tres escenarios a considerar:

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Alternativa 1.- Considera el reemplazo de la unidad, por otra nueva. Esta alternativa se la toma como base de comparación para el análisis de las alternativas restantes. Alternativa 2.- La segunda alternativa ofrece una garantía razonable, planteando la reparación del transformador en un taller local, donde se cambiarían las tres bobinas de baja tensión, que serían construidas por un fabricante de transformadores en el exterior. Esta opción presenta la desventaja de que en el medio local no se dispone de un laboratorio para la realización de pruebas de alta tensión, por lo que la garantía de reparación no puede ser certificada.

Con los valores de la tabla 1 y fijando los valores de las variables de la ecuación para el análisis económico, se calcula el costo promedio actualizado de cada una de las alternativas, resultado que se muestra en la tabla 2. Tabla 2. Análisis económico de las alternativas Variable

Unidad

Alternativa 1

Alternativa 2

Alternativa 3

Alternativa 4

R

[USD]

377.670,73

160.370,73

144.870,73

179.970,73

∆ P0

[kW]

8.50

11.70

11.70

11.70

∆Pcu

[kW]

42.00

39.96

39.96

39.96

f

-

0.70

0.70

0.70

0.70

Pn

[kVA]

10.000

10.000

10.000

10.000

kj

[USD/kWh]

0.0382

0.0382

0.0382

0.0382

knen

[USD/kWh]

0.00

0.00

0.00

0.00

p

1/100

0.101

0.101

0.101

0.101

N

[años]

33

10

15

30

n

[años]

33

10

10

10

kinw

[USD]

0.00

450.000,00

450.000,00

450.000,00

Pend

-

0.00

0.00

0.00

0.00

kma

[USD]

0.00

0.00

0.00

0.00

kscr

[USD]

0.00

15.000,00

100.000,00

180.000,00

CR

[USD]

469.992,38

390.607,41

357.753,91

380.984,03

Ci / CR

-

1

0.8311

0.7612

0.8106

Ci / CR

[%]

100

83

76

81

Alternativa 3.- Como tercera opción se considera el envío del transformador a una fábrica de transformadores, en el exterior, donde sería reparado. La reparación consistiría en el reemplazo de los tres devanados de baja tensión y el correspondiente armado de la parte activa en fábrica. Esta alternativa ofrece la posibilidad de efectuar las pruebas de alta tensión correspondientes, otorgando la garantía de conformidad que da la realización de ensayos. Alternativa 4.- Como última alternativa, se plantea la reparación total del transformador, reemplazando los tres devanados de alta tensión y los tres devanados de baja tensión, en el taller de una fábrica de transformadores en el exterior. El resumen de los costos de reparación de cada una de las alternativas se resume en la tabla siguiente: Tabla 1. Costos de reparación Costo de las alternativas [USD]

Descripción del trabajo

2

3

4

Mano de obra, taller, supervisión, material pequeño

55.800,00

Fabricación de devanados de 6.9 kV, transporte y aduanas

-

-

55.000,00

-

-

Reparación de 3 bobinas de 6.9 kV

-

25.700,00

-

Reparación de 3 bobinas de 69 kV y 3 bobinas de 6.9 kV

-

-

60.800,00

Taller, secado y pruebas

-

30.000,00

30.000,00

Transporte, aduana y trámites de reexportación

-

57.000,00

57.000,00

Aceite dieléctrico

20.500,00

20.500,00

20.500,00

Cambio de bushings de alta tensión

24.000,00

24.000,00

24.000,00

Impuestos

20.400,00

-

-

Puesta en servicio

7.000.00

10.000,00

10.000,00

Total Costo de la Reparación

182.700,00 167.200,00 202.300,00

Franquicia Monto de indemnización del seguro

(*)

Costo total a pagar por el transformador reparado

50.000,00

50.000,00

50.000,00

72.329,27

72.329,27

72.329,27

160.370,73 144.870,73 179.970,73

(*) El valor asegurado del transformador es de USD 122.329,27, la franquicia de USD 50.000,00, por lo tanto resulta: USD 72.320,27, el monto que el seguro indemnizaría por la falla del transformador.

Para el análisis económico de las alternativas, se han hecho las siguientes consideraciones: • • • • • •

El costo actual de un transformador de 10 [MVA], cotizado, ha sido el de 450.000,00 [USD]. Por tratarse de un transformador de potencia, para una subestación de distribución, el factor promedio de carga, se ha asumido en 70 % de la potencia nominal. Las pérdidas en vacío y en carga son las originales del transformador. La expectativa de vida, para el transformador nuevo, corresponde al tiempo de amortización contable reconocido para activos de transmisión actualmente en Bolivia. El transformador reparado deberá ser reemplazado, después de 10 años, debido a motivos estratégicos (Cambio en el nivel de tensión de alta tensión). El valor residual del transformador reparado, al finalizar el año 10, en el que será definitivamente reemplazado, se ha supuesto en 15.000,00 [USD], 100.000,00 [USD] y 180.000,00 [USD] para cada una de las alternativas respectivas y corresponden a un valor estimado de recuperación.

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NOTA: Al costo de un nuevo transformador de 10 MVA (450.000,00 USD) se le ha sumado la franquicia (50.000,00 USD) y se le ha restado el valor asegurado del transformador (122,329.27 USD)

Del análisis de los resultados de la tabla 2 se establece que: La alternativa 2 representa el 83 % del valor de un transformador nuevo. La alternativa 3 representa el 76 % del valor de un transformador nuevo. La alternativa 4 representa el 81 % del valor de un transformador nuevo. De acuerdo con la literatura recogida, para tomar la decisión de reparar un transformador de potencia, el costo de reparación de éste, no debería ser superior al 50 a 70 % del costo de una unidad completamente nueva. Por tanto, para el caso analizado la reparación no es conveniente, frente a la compra de un nuevo transformador.

5. CONCLUSIONES. Los argumentos que se toman en cuenta para el reemplazo o reparación de un transformador de potencia obedecen a consideraciones técnicas, económicas y estratégicas. La decisión de reparación de un transformador de potencia, no debe perder de vista el alcance de la reparación, ya que tendrá influencia al momento de establecer la expectativa de vida del transformador reparado.

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La ecuación utilizada para el análisis económico, es sensible a la expectativa de vida que se estime para el transformador reparado, como también al tiempo que transcurre hasta que el transformador sea sustituido por otro nuevo.

ENSAYOS Y MEDICIONES ELECTRICAS PARA EL DIAGNOSTICO DEL AISLAMIENTO DE CABLES DE MT SUBTERRANEOS DE CONFORMIDAD CON LA NORMA IRAM 2325 (2da. Parte)

Las decisiones que se tomen, en base a los resultados obtenidos de la aplicación del análisis económico, deben ser valoradas considerando que cada caso es particular. Puede resultar conveniente examinar detalladamente el valor residual del transformador reparado, las condiciones de seguros y otras oportunidades que puedan presentarse, que contribuyan a aminorar los costos de reparación. Si bien el costo de reparación de un transformador, no debería ser superior al 70 % del costo de uno nuevo, la decisión final deberá ser complementada con criterios propios de cada empresa.

Referencias

Ing. Ernesto Cañipa Escobar

Para llevar una resistencia de aislación medida a la temperatura 𝜃𝜃,0 al valor de la temperatura de referencia de mediante la siguiente ecuación: 𝑅𝑅𝐴𝐴 (20°𝐶𝐶) = 𝐾𝐾(𝜃𝜃) ∙ 𝑅𝑅𝐴𝐴 (𝜃𝜃)

[1] Failure statistics, transformers and bushings design review, typical failure modes and failure causes, what can be learned from post mortem inspection, V. Sokolov - ZTZ-Service. Ukraine. [2] Technical and Economic Assessment of Power Transformers, The Polish Practice, Ryszard Sobocki, Marceli Ka ź mierski, Waldemar Olech. [3] Guide on Economics of Transformer Management, CIGRE Working Group A2.20 Documento 248.

Figura Nro. 5 Megohmetro con electrodo de guarda

[4] Análisis Económico de la Reparación y/o Renovación de Transformadores - MT-NEDIS 2.14.20 IBERDROLA.

En esta figura, E es la fuente de corriente continua estabilizada y M es el instrumento indicador que mide la corriente I_m y cuya escala permite la lectura directa de la resistencia de aislación.

Simón Samán Sigler Ingeniero Mecánico Electricista, titulado en la Universidad Nacional de Córdoba República Argentina. Master en Administración de Empresas por la Universidad del Valle - UNIVALLE, con el programa de titulación conjunta con la Universidad Nacional de La Plata – Argentina. Actualmente es Gerente de Proyectos en la empresa Distribuidora de Electricidad La Paz DELAPAZ. En la empresa Electricidad de La Paz – ELECTROPAZ, desempeño los cargos de Jefe del Departamento de Subestaciones y Líneas de Transmisión, Jefe del departamento de Gestión Comercial y Jefe de la Sección de Construcción y Mantenimiento de Subestaciones y Líneas de Transmisión. Miembro del CIGRE, sus áreas de interés son: mantenimiento de equipos eléctricos de alta tensión, pruebas de campo y diagnóstico de equipos de alta tensión.

Fotografía Nro. 3 Medición de la temperatura ambiente y humedad relativa con instrumento “Termohigrometro” para la corrección por temperatura

Con respecto a la influencia de la humedad sobre la resistencia de aislación la norma indica que si el equipamiento ensayado se encuentra a una temperatura mayor que la que corresponde al punto de condensación de la humedad ambiente (punto de rocio), los valores medidos no son mayormente afectados por la humedad ambiental en contacto con las superficies de aislación que se evalúa.

La corriente I_G por el electrodo de guarda G, se suma a I_m para dar la corriente total I_T que entregara la fuente E (Ley de corrientes de Kirchhoff). El electrodo negativo (-) corresponde al terminal de alta tensión (como usualmente sucede en la mayoría de los megohmetros modernos). Dado que el instrumento M es de muy baja resistencia interna (idealmente resistencia nula) el potencial de G es prácticamente idéntico al del terminal positivo (+), que es el que se conecta a la masa-tierra del cable a evaluar.

9. CONEXIÓN DEL PROBADOR DE AISLAMIENTO.

9.1. POLARIDAD.

La Norman IRAM recomienda emplear como terminal de alta tensión el negativo (-) del megohmetro y como masa-tierra el terminal positivo (+). Esquemáticamente, un megohmetro con electrodo de guarda se puede representar por el circuito de la figura siguiente. Fotografía Nro. 4 Conexión del megohmetro con la polaridad negativa como terminal de alta tension.

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El motivo por el cual el electrodo negativo (-) es el de alta tensión y el positivo (+) es el que se conecta a tierra, es el de lograr la configuración mas desfavorable, que da lugar a los menores valores de RA cuando la aislación tiene presencia de humedad, debido al fenómeno de “electro-endosmosis” .

Retirar la capa semiconductora

9.2. PRECAUCIONES DE SEGURIDAD. Antes de cada ensayo se procederá de la manera siguiente: a) Verificar la ausencia de tensión mediante instrumento o dispositivo adecuado. b) Aunque se verifique la ausencia de tensión, es conveniente por razones de seguridad cortocircuitar y poner a tierra las partes conductoras entre las que se medirá la aislación, durante un lapso mínimo de 15 min. c) Si se verifica que hay tensión, se procederá a descargar la energía electrostática almacenada en la aislación mediante resistores apropiados. Aunque la Norma no lo indica, también es importante verificar que no exista continuidad entre las partes conductoras, ya que en el otro extremo del cable a ensayar puede estar sólidamente cortocircuitadas las tres fases y puestas a tierra si el conductor se halla conectado a un equipo de maniobra. Después de cada ensayo o serie de ensayos se procederá según lo indicado en 9.2.c).

Figura Nro. 4 Controles e indicadores del instrumento.

El cable a ensayar tiene las siguientes características:

Se debe tener mucho cuidado al retirar la capa semiconductora ya que un corte sobre el aislamiento tiende a incrementar el valor de la corriente de fuga y con esto se genera un descontrol del campo eléctrico acumulándose en el punto de corte, ya que las líneas de campo tienden a cerrarse por algún lugar conectado a tierra Retirar la aislación

Fotografía Nro. 5 Preparación de un cable de media tensión para posterior ensayo de resistencia de aislamiento.

Para ejecutar la prueba de aislamiento de RAD y IP, seleccionar con el interruptor giratorio central la tensión continua de ensayo, según lo descrito en 7, y seleccionar el modo de prueba requerida (en este caso IP) con el interruptor giratorio de modo de prueba que se encuentra en la parte inferior izquierda del instrumento.

Figura Nro. 5 Características de cable a ensayar

Proceder con preparar el cable de MT, siguiendo los siguientes pasos: Retirar la cubierta

El tiempo de descarga será lo suficientemente largo como para limitar la carga remanente a valores seguros para el personal que interviene. Se estima que ese tiempo es mayor o igual que el que fue necesario para obtener lecturas estables de la resistencia de aislación.

Limpieza de la aislación Fotografía Nro. 6 Selección de modo de prueba y rango.

10. MUESTRA DE ENSAYO DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. Para ejecutar una prueba de aislamiento de un cable de MT subterráneo se utilizó un megaohmetro de las siguientes características:

Retirar la pantalla metálica

Marca: Megger Modelo: S1-1068

Una vez preparado el cable de media tensión a ensayar, proceder con la conexión del probador de aislamiento según lo indicado en 9.1 y siguiendo las precauciones de seguridad descritas en 9.2.

La figura 4 representa los controles e indicadores del instrumento utilizado para el ensayo.

20

21

Es posible ajustar la tensión continua de ensayo con los botones de flecha arriba y abajo del instrumento. Ejecutar la prueba de aislamiento manteniendo presionado el botón de prueba (TEST) durante aproximadamente 3 segundos, en la pantalla se mostrara un temporizador que indicara el tiempo transcurrido durante la prueba, se deben anotar los valores de las mediciones de resistencia a través del tiempo a los 15, 30 y 45 segundos al inicio, y cada minuto, según lo indicado en la planilla de índice de polarización para cables proporcionado por el fabricante del instrumento.

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Más allá de los datos que se introducen en la planilla anterior, también se debe hacer una diferenciación entre el ensayo a cables nuevos, recién instalados y entre aquellos cables con un servicio ≥6 meses. En cables nuevos, recién instalados el correcto y correlativo procedimiento de pruebas, sugiere la realización de un ENSAYO DE INSTALACION, previo al ENSAYO DE ACEPTACION. Estos conceptos son definidos a continuación y los cuales deben ser incluidos en la planilla de ensayo para tener información del tipo de ensayo practicado a un cable nuevo o en servicio.

ENSAYO DE INSTALACION.

Fotografía Nro. 7 Ensayo de resistencia de aislamiento

Durante el ensayo, conforme se incrementa el voltaje de prueba y el cable bajo prueba se aproxima a la ruptura, la descarga por efecto corona ocasionara que la aguja “tiemble” (el instrumento posee pantalla analógica – digital, es por eso que puede observarse el movimiento de la aguja), lo que indica al operador que se esta acercando al voltaje máximo que resiste el cable, esta advertencia sucede a tiempo para terminar la prueba antes de que ocurra la ruptura real y el posible daño.

Es el ensayo que se realiza al cable únicamente, antes de la ejecución de empalmes y terminaciones, tiene por objetivo exponer o descartar errores cometidos, o defectos surgidos durante su instalación, almacenamiento y/o traslado.

En el caso en particular del cable ensayado, y ejemplificado en la planilla, la relación de absorción dieléctrica e índice de polarización indican un estado de la aislación “Muy Bueno” y “Excelente”, según la tabla 1 de la Norma, lo cual certifica que la puesta en servicio del cable descarta cualquier posible riesgo de falla.

12. VALORES MINIMOS DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. Para el caso particular de los cables al Norma IRAM establece como calcular el valor mínimo admisible de su resistencia de aislación especifica (en MΩ•km). En la siguiente figura se ilustra un conjunto de curvas determinadas para cables nuevos con aislación de polietileno reticulado XLPE, y de PVC, que dan la resistencia de aislación especifica mínima en función de la sección nominal del cable.

ENSAYO DE ACEPTACION. Figura Nro. 6 Entorno de trabajo del software

Para un operador con experiencia, la velocidad a la que viaja la aguja da a conocer información de la capacitancia del cable bajo prueba. Esta es una propiedad útil en pruebas de cables del alto voltaje y se relaciona con las bases teóricas de las pruebas de descarga dieléctrica.

Es el ensayo que se realiza después de que el cable ha sido instalado, incluyendo sus empalmes y terminaciones, pero antes de que sea puesto en servicio por primera vez, tiene por objetivo exponer o descartar errores cometidos, o defectos surgidos durante la ejecución de los empalmes y terminaciones.

ENSAYO DE MANTENIMIENTO.

Si la aguja avanza y retrocede alternativamente, podría indicar un arco en el cable bajo prueba, demasiado pequeño para ocasionar la desconexión del probador. Tal información ayuda al operador a determinar algún problema.

Es el ensayo que se realiza durante la operación normal del cable, el objetivo es solo detectar un posible deterioro del cable, o su confiabilidad inmediata para seguir en servicio. Por lo expuesto corresponde adicionar el tipo de ensayo en la planilla de prueba diseñada para efectuar los ensayos a cables.

Observando la aguja conforme desacelera para un alto aparente puede ser mejor tomar una lectura rápida o puntual que tratar de decidir cuando se ha estabilizado razonablemente en la pantalla digital.

13. CONCLUSIONES.

Tan pronto como la prueba finaliza presionar el botón de prueba (TEST) y cambiar a la siguiente fase a ser ensayada. Seguir este procedimiento hasta completar la prueba.

Como conclusión al presente articulo, se recomienda al profesional de mantenimiento eléctrico ANALICE el resultado obtenido durante el ensayo, comparando los resultados con los valores de estado de la aislación en función de RAD e IP propuestos en esta norma.

11. RESULTADOS DE UN ENSAYO DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO.

Despues de desenergizar y aislar una sección de cable subterraneo, preparándola para ser ensayada se recomienda que se siga un esquema fijo de pasos. La mayoría de las fallas están entre

Luego de ejecutar un ensayo de resistencia de aislamiento es posible

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el conductor y tierra, sin embargo, las fallas de conductor a conductor también ocurren.

14. REFERENCIAS.

Creo pertinente mencionar la existencia de modernos métodos de localización de fallas en cables subterráneos (reflectometria), y los modernos métodos de puntualización de las mismas y vinculado a ellos los modernos equipos de medición. Sin embargo este enfoque, las ventajas y la aplicación no corresponden al tema expuesto.

[1] Norma IRAM 2325, Septiembre 1992, CDU 621.315.61:621.3.028, CNA 5970 AISLACION ELECTRICA – Guia para la evaluación de su estado por mediciones de su resistencia. [2] Manual de ensayos de aislación y localización de fallas en cables subterráneos, 3ra Edicion, Inducor Ingenieria. [3] 5kV Testing book AG sp v.01-2

Concluyo el presente articulo haciendo reflexionar de la importancia que tiene el ensayar los cables subterráneos con la ejecución de las pruebas preventivas y siguiendo la norma, que básicamente se destaca en: no someter al cable a mas tensión de la necesaria, no someter por mas tiempo del necesario y aunque si esta dudoso a veces, es mejor encontrar la falla en el ensayo.

AUTOR Ernesto Cañipa Escóbar Nacido en Oruro Bolivia, Ingeniero Electromecánico, Técnico Superior Electricista, Titulado en la Universidad Técnica de Oruro UTO. Ámbito de trabajo en Generación y Distribución de Energía Eléctrica, áreas de Operación y Mantenimiento, Diseño y Montaje Electromecánico. Certificación Nivel I en método de ensayo no destructivo de Tintes penetrantes y Termografía Infrarroja. Responsable de Mantenimiento Electromecánico en la Empresa Hidroeléctrica Boliviana S.A.

PERSPECTIVAS DE LA ENERGIA SOLAR EN BOLIVIA Enrique Birhuett García

Bolivia al igual que todos los países del mundo, está sufriendo las consecuencias de tener un sistema energético altamente dependiente de los combustibles fósiles. La hidroelectricidad, la biomasa, la energía solar y eólica, todas juntas como fuentes primarias renovables participan en la oferta energética nacional con el 16, 1%. Por lo que el 83,9% restante corresponde a las fuentes fósiles (petróleo y gas natural). Esto significa que la matriz energética nacional tiene una alta la dependencia de los precios internacionales de los combustibles fósiles. Si bien los precios internos de los combustibles fósiles no varían internamente, las cuentas fiscales son las que se ven desfavorecidas. Cuando los precios del petróleo y gas natural son altos, los subsidios asignados son mayores ya que permiten mantener el precio de los derivados a un mismo nivel. Esto desfavorece las cuentas fiscales. A la inversa, cuando los precios internacionales del petróleo y gas natural son bajos, se reduce la asignación de subsidios como mecanismo para mantener estables los precios, lo cual favorece las cuentas fiscales. Gráfico N° 1.

Este comportamiento se puede observar en el Gráfico N°1, donde se muestra la evolución de los costos de subvención al Diesel, GLP, Gasolina Especial y Gas Oil, así como los incentivos a los campos petroleros para el periodo 2006 al 2014. En Bolivia, así como en muchos otros países, se subsidian los hidrocarburos líquidos y éstos tienen un efecto nocivo sobre el medio ambiente ya que lo contaminan y son responsables de las emisiones de CO2 a la atmósfera, por lo tanto, del cambio climático. Estas circunstancias plantean una ecuación muy difícil de resolver en el corto plazo, puesto cuanto más persista el subsidio a los combustibles fósiles, las inversiones tendrán preferencia por todo aquel equipamiento que utiliza justamente estos combustibles generándose un círculo vicioso. Al final, los subsidios a los derivados del petróleo sólo incentivan una mayor contaminación ambiental.

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¿Cómo romper este círculo vicioso?

Gráfico N° 3. Inversiones en energía solar y eólica en el mundo (en billones de USD)

Es muy difícil o casi imposible proponer que los subsidios sean levantados y vayan a incentivar aquellas energías renovables menos contaminantes. En el momento en que los subsidios no se orienten hacia los combustibles fósiles, éstos automáticamente subirán de precio y se comportarán al ritmo internacional generando un colapso en la ciudadanía que por naturaleza tiene una restricción en sus ingresos.

Se observa que los países en desarrollo, en el 2015 han invertido más que los países desarrollados en energía solar y eólica, alrededor de 157 billones de dólares. También en el Gráfico N° 3 se observa que los países en desarrollo han venido invirtiendo en energías renovables de forma sostenida y creciente.

Por lo tanto, hasta que ciertas circunstancias no se produzcan, los subsidios deberán seguir existiendo y mientras los ingresos por exportación de hidrocarburos no sean superados por dichos subsidios. Es cruel subsidiar combustibles que contaminan el medio ambiente pero tampoco se puede modificar esta situación sólo anulando dichos subsidios.

Los precios de las renovables y el petróleo en el largo plazo

Cambios tecnológicos La novedad en la producción de energía eléctrica en Bolivia es la composición de las fuentes (primarias y secundarias) que intervienen en dicha producción. En la Tabla N° 1 se muestra esta composición para los años 2005 y 2014. Se puede observar que las fuentes tradicionales como el gas natural, la hidroelectricidad y la biomasa han incrementado su participación en la producción de electricidad. Sin embargo, las energías renovables como la solar y la eólica ahora ya tienen una cuota en la producción de electricidad. También se puede constatar que la participación de las energías renovables (hidroenergía, eólica, solar y biomasa) se ha incrementado modestamente en Tabla N° 1. Fuentes energéticas en la producción de electricidad (en kbep) estos últimos años. Sin embargo, desplazar las Fuentes 2005 2014 fuentes fósiles, como el gas natural o el diesel, de Gas Natural 4.746,8 10.508,0 la producción de electricidad está aún muy lejos Hidroenergía 1.217,2 1.395,0 de ser resuelto. El gas natural y el diesel participan Energía Eólica 0,0 5,1 en la producción de electricidad con un 83% y una Energía Solar 0,3 sustitución radical de estas fuentes en el corto 0,0 Biomasa 231,0 769,9 plazo es prácticamente imposible. Diesel Total Fuentes

141,28 6.336,2

389,8 13.068,0

La energía solar en el mundo

Fuente: BEN 2014. MHE.

El Gráfico N° 2 se muestra la potencia instalada en centrales de energía solar y eólica en el mundo para la producción de electricidad. Existen 277 GW instalados de energía solar y 433 GW de energía eólica. Se puede observar que el crecimiento de la potencia instalada de la energía fotovoltaica es prácticamente exponencial desde el año 2004 al año 2015. Ello se debe a la implementación de diversas políticas energéticas que cada país ha adoptado y que han permitido este crecimiento.

Las inversiones generación de electricidad con energías renovables tienen un efecto Fuente: REN21 directo tanto en su aplicación como en la reducción de sus costos. Este efecto se puede apreciar en el Gráfico N° 4. Gráfico N° 4. Los costos de la energía solar fotovoltaica de uso comercial se han venido reduciendo y esta tendencia aún persistirá más allá del 2016. Por otro lado, existe una tendencia hacia el alza en los precios de los combustibles fósiles como se muestra en el Gráfico N° 5.

Fuente: Fondo Monetario Internacional. 2015 Gráfico N° 5.

Gráfico N° 2. Potencia instalada en el mundo

A pesar que en los últimos años el precio de barril de petróleo se haya reducido, es altamente probable que esta situación no se mantenga estable. El petróleo no es un recurso renovable y las reservas no son lo suficientes para mantener un precio bajo sin además causar daños al medio ambiente.

Por otra parte, la tendencia de utilizar fuentes como la solar y eólica en la generación de electricidad no es una prerrogativa única de los países desarrollados. En el Gráfico N° 3 se muestran las inversiones que tanto los países desarrollados como los países en desarrollo vienen haciendo por la utilización de estas fuentes en sus respectivas matrices energéticas.

Fuente: Fondo Monetario Internacional. 2015

Fuente: REN21

26

27

Por lo tanto, si por un lado los precios de las energías renovables van en descenso y por otro lado, los precios de los combustibles fósiles van en subida, existe una alta probabilidad que la energía solar y eólica puedan ser competitivas en algún momento.

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Los límites de la energía solar en Bolivia Tabla N° 2. Proyectos de energía solar fotovoltaica conectados al Sistema Interconectado Nacional Tecnología

Lugar

Tamaño

Ejecutor

Costo inversión

Planta solar

Yunchara Tarija

5 MW

ENDE

9 MM USD

Planta solar

Chuquiña Oruro

50 MW

ENDE

660 MM USD

Planta solar

Uyuni Potosi

60 MW

ENDE

780 MM USD

Fuente: ENDE. 2015

En la Tabla N° 2 se muestran los proyectos de energía solar a ser implementados en Bolivia por la Empresa Nacional de Electricidad dentro de los próximos tres años. Se incorporarán 115 MW al Sistema Interconectado Nacional, lo cual representará el 5% del total de la potencia instalada.

La energía solar presenta varias ventajas, principalmente en lo que se refiere al problema ambiental, pero también presenta limitaciones. Es intermitente y no puede asegurar potencia firme en la hora de mayor demanda. La intermitencia no puede ser controlada ya que ésta depende del ciclo noche y día y de las condiciones meteorológicas. Por lo que el factor de planta resulta relativamente bajo (alrededor del 23%) como se muestra en el Gráfico N° 6. Estas desventajas inciden en los costos de la energía que provee haciendo que éstos sean elevados en comparación con otras tecnologías. Gráfico N° 6.

Los precios de largo plazo resultantes para cada tecnología se muestran en el Gráfico N° 7. La energía fotovoltaica presenta los costos promedio por MWh más altos como efecto principalmente del bajo factor de planta.

Por otra parte, el precio que se muestra en el presente artículo es referencial y estimado de acuerdo a los parámetros de inversión y costos de operación y mantenimiento existentes en la literatura en general. Los costos de producción para los proyectos que desarrollará ENDE en el futuro no son conocidos con exactitud ya que dependerán de los precios que se obtengan en las licitaciones. Sin embargo, el precio de USD 89 por MWh sirve para mostrar que la energía fotovoltaica tiene todavía costos elevados de producción frente a otras tecnologías como la hidroelectricidad o la termoelectricidad.

Precios de energía en los nodos del SIN El precio promedio de compra de energía de los nodos del SIN asciende a USD 16,1 por MWh para la gestión 2015. Una planta fotovoltaica puede inyectar su producción en algún nodo del SIN a este precio promedio. Su remuneración provendrá sólo por venta de energía y no hay forma que capte los precios de venta por potencia firme, ello por su intermitencia. Se observa que existe una diferencia entre sus costos de producción de la planta fotovoltaica que ascienden a USD 89 por MWh y los precios de nodo que tienen un valor de USD 16,1 por MWh. Para compensar esta diferencia, el Estado boliviano está implementando un mecanismo de remuneración que permite a las plantas solares (en general con energías renovables) cubrir sus costos de producción y para ello ha promulgado el Decreto Supremo N° 2048 de fecha 2 de julio de 2014 y la Resolución Ministerial N° 4/2015 de fecha 13 de enero de 2015. Ambos instrumentos legales sirven para que las plantas solares y también eólicas puedan cubrir sus costos reales y ser sostenibles en el largo plazo. El mecanismo es bastante simple ya que por una parte, se crea un “fondo de energías renovables” el cual se alimenta de los aportes de los grandes consumos de electricidad y por otra, se calculan los respectivos factores de remuneración semestral. De esta forma se compensa la diferencia entre los costos de generación y los precios establecidos en los nodos del SIN. El Gráfico N° 8 resume la forma en la cual se cubren los costos de producción de una planta solar fotovoltaica. Gráfico N° 8

Fuente: Elaboración propia. Gráfico N° 7. La energía fotovoltaica tiene un costo promedio de producción por MWh de casi USD 89,1 mientras que una termoeléctrica a gas natural, con un precio de USD 1,3 por millar de pie cúbico, tiene un costo promedio de producción de casi USD 10 por MWh. Los costos promedio de la energía producida que se muestran en Gráfico N° 6 han sido calculados sobre un horizonte de 20 años, sin inflación y con el valor de intercambio del dólar constante para todo ese periodo. Estos costos además consideran la actualización anual del Fuente: Elaboración propia. precio, por lo que corresponden a los “costos normalizados de producción” o “levelized costs of energy – LCOE”.

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Fuente: Elaboración propia. Por lo tanto, la energía solar en Bolivia tiene una perspectiva real de implementación ya que su sostenibilidad financiera estaría asegurada.

La autoproducción con energía solar El Gráfico N° 9 muestra la producción de electricidad y la curva de consumo de un hogar. El pico de la demanda de energía se produce a las 20:00 horas mientras que el pico de oferta solar se produce a las 13:00 horas. Esta situación puede ser resuelta incorporando una batería como mecanismo de acumulación diurna. De esta forma, la producción de energía solar pueda ser consumida durante la noche. Este tipo de equipos, con un precio de inversión de USD 1,6 por Wp, permiten que el precio de producción alcance los USD 89 por MWh.

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Gráfico N° 9

El auto eléctrico tiene la ventaja que el costo total por kilómetro recorrido y por pasajero es menor que para un auto de combustión interna. Esto se debe a dos factores, la eficiencia de un auto eléctrico es del 80% mientras que para un auto a combustión la eficiencia no supera el 22%, y el equivalente energético de un kilovatio hora proveniente de un combustible fósil es mucho más caro que un kilovatio hora de electricidad, a pesar del subsidio otorgado por el Estado, como se puede observar en la Tabla N° 2. Los precios de energía eléctrica en los nodos del Sistema Interconectado Nacional no superan los USD 18 a USD 19 por MWh. Tabla N° 2. Precios de los combustibles equivalentes en kWh

GNV

1,66

Bs/m3

0,15

Precio con 100% de rendimiento (en USD/MWh) 21,5

Gasolina especial

3,74

Bs/litro

3,67

53,5

243,0

Diesel Oil

3,72

Bs/litro

3,67

51,5

234,2

Combustible

Precio

Precio al 100% Unidad de rendimiento (en Bs/kWh)

Precio con 22% de rendimiento (en USD/MWh) 97,6

Fuente: elaboración propia

Por otro lado, el precio promedio de compra de energía eléctrica de la empresa distribuidora por parte de los hogares bolivianos está en Bs 0,75 por kWh, es decir, que los hogares compran la energía eléctrica a USD 105 por MWh. Esto significa que es posible que los hogares decidan incorporar la energía fotovoltaica para cubrir parte de su demanda y abaratar su consumo, ya que el costo de la autogeneración es menor que el precio de compra de electricidad de la red. Gráfico N° 10

En un futuro cercano, los hogares incrementarán sus consumos de electricidad ya que sustituirán sus autos a combustión interna, principalmente a gasolina y diesel, por autos eléctricos que son más eficientes. Periódicamente tendrán que recargar las baterías de sus movilidades con electricidad, lo que generará ahorros ya que dejarán de comprar combustibles fósiles que son más caros que la electricidad. Para que estos cambios sean completos, las nuevas demandas de electricidad podrán ser satisfechas con energías renovables, ya que los precios del MWh térmico son mucho mayores que aquellos precios que ofrece la electricidad proveniente de las energías renovables como se aprecia en la Tabla N° 2, ello debido principalmente al bajo rendimiento de los motores a combustión.

Conclusión Se observa que las posibilidades para que la energía fotovoltaica se vaya implementando en el país son grandes. El Estado boliviano desarrollará proyectos específicos de generación de electricidad con energía fotovoltaica, los cuales podrán cubrir sus costos asegurar su sostenibilidad gracias a las medidas regulatorias que ya han sido implementadas. Estos proyectos fotovoltaicos además contribuirán a una reducción importante de emisiones de gases de efecto invernadero. Por otro lado, como los precios de los sistemas fotovoltaicos están en constante baja, los costos de autoproducción de electricidad fotovoltaica resultan cada vez más bajos que los precios de compra de electricidad de la red del distribuidor, razón por la cual, paulatinamente, los hogares optarán por satisfacer parte de su consumo a un menor precio utilizando generación fotovoltaica. Este proceso además involucrará un cambio radical en el transporte, ya que los hogares sustituirán sus movilidades a combustión por movilidades eléctricas. Al final, la dependencia de los combustibles fósiles se irá reduciendo y en consecuencia, también disminuirán los subsidios dirigidos a estas fuentes fósiles, y con ello las cuentas fiscales tendrán mejor salud y se impondrá el consumo de electricidad, principalmente generada con fuentes renovables y en particular por la energía solar fotovoltaica.

Esta es la segunda alternativa para que la energía solar fotovoltaica vaya tomando ciudadanía en Bolivia. Los precios de inversión de estos sistemas siguen bajando, en la actualidad y actualmente es posible encontrar equipos cuyo precio unitario se encuentra entre USD 1,2 y USD 2,2 por watt pico, lo cual permite acercar el costo de producción de electricidad al precio de venta de la red en baja tensión.

¿Y los combustibles fósiles? Hasta este parte del presente artículo, no se ha mostrado que la energía fotovoltaica haya contribuido sustancialmente a la sustitución de los combustibles fósiles y en consecuencia a la paulatina disminución de los subsidios a estas fuentes. Como efecto de la contaminación ambiental y de la utilización de tecnologías más eficientes, el auto eléctrico aparece como una alternativa factible de aplicación en los próximos 10 a 15 años en Bolivia.

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Las perspectivas para la energía solar en Bolivia son de las mejores, los precios y la tecnología así lo señalan.

AUTOR Enrique Birhuett García Licenciado en Física de la Universidad de Ginebra, Suiza. Magister en Programas de Desarrollo, Universidad Andina Simón Bolivar, Bolivia. Diplomado en Energías Renovables, Universidad Católica San Pablo, La Paz, Bolivia. Diplomado en Cambio Climático, Universidad San Antonio Abad del Cusco, Perú. Universidad Mayor de San Simón. Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Proyecto IDTR. Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad.

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DISEÑO DE PLACAS PARA CIRCUITOS IMPRESOS Ing. Antonio Gutiérrez Peñaloza

La teoría de diseño de placas para circuitos impresos abarca textos especializados, desde el simple hasta el desarrollo de placas con impedancia controlada, pasando por las que permiten componentes de soldadura sobre superficie y placas flexibles de última tecnología. Teniendo en cuenta que existen placas para impresos de simple, doble y múltiple cara, la producción no industrial se resume a las primeras, en las que el cobre está dispuesto en un solo lado de la placa que se denomina “pista externa”, propia de este tipo de placas, mientras que “pista interna” corresponde a las de doble y múltiple capa. En la Fig.1 las flechas delimitan el ancho de pista que se desea calcular.

•

Corriente máxima que circulará por la pista. Temperatura aproximada a la que se someterá a la placa. Incremento. Y el grosor de la pista.

El grosor del cobre en las placas que se pueden encontrar en el mercado local tiene un estándar de 35 µm especificado a una temperatura ambiente de 25°C. y es en base a este valor que se deben aplicar las fórmulas respectivas. Tener en cuenta que 1 µm = 0.001 mm. (µm = micrón).

Fig. 1

La temperatura especificada en las fórmulas en realidad es la variación o incremento de temperatura que se espera en la pista debido al calentamiento de ésta cuando pasa una corriente eléctrica, tomando como referencia la temperatura ambiente (25°C). El algoritmo utilizado para calcular el ancho de la pista (W) está definido por la fórmula:

𝑾𝑾 =

Donde: • L representa el grosor de la pista • A el área de la pista Y el Área de la pista se calcula con la fórmula:

𝑨𝑨 =

𝑨𝑨 𝟏𝟏. 𝟑𝟑𝟑𝟑𝟑𝟑 × 𝑳𝑳

[𝒌𝒌𝟏𝟏 ×

𝑰𝑰

𝟏𝟏 𝟏𝟏 𝒌𝒌 ∆𝑻𝑻 𝟐𝟐 ]𝒌𝒌𝟑𝟑

Donde: • I Corriente que pasará por la pista • ∆T incremento de temperatura • K1, k2 y k3 son constantes que dependen del tipo de pista (interna o externa) cuyos valores son 0.0647, 0.4281 y 0.6732 respectivamente.

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• • •

Resistencia de la pista a la temperatura máxima puesto que ese parámetro varía con ella. Pérdidas de tensión por caídas de este valor debido también a la temperatura y, Potencia disipada que se incrementa si se alcanzan valores mayores a los proyectados.

Parámetros que definitivamente alterarán el comportamiento del circuito. Para evitar complicaciones y gracias a la tecnología, hoy en día se cuenta hoy con herramientas que permiten todos esos cálculos online, es decir, calculadoras de ancho de pista que introduciendo los valores conocidos realizan el cálculo respectivo. En la Fig.2 se muestra la pantalla principal de uno de estos programas cuyo link para Windows es: http://www.system-vr.com/pag%20de%20la%20red/CALCULO%20DE%20PISTAS%20PCB/Calculo%20 dos%20ok.html y para Android la aplicación PCB Design Companion Free entre muchas otras. Pese a este tipo de ayudas, el cálculo de todas las pistas se torna tedioso, por lo que se prefiere utilizar otro tipo de herramientas que permita un diseño más rápido, tal así Proteus©, por ejemplo. Software profesional que tiene dos módulos: Isis y Ares, que permiten el modelado virtual de circuitos, simulación en tiempo real y el enrutado del circuito, es decir, el dibujo de las pistas de acuerdo a normas internacionales.

El Software especializado para el diseño de placas sigue las normas impuestas por el IPC (Association Connecting Electronics Industries – www.ipc.org) que determina, define y recomienda que, para calcular el ancho de una pista, es necesario tener en cuenta: • •

Observará el lector que calcular el área de la pista es demasiado complicado teniendo en cuenta que esa pista puede recorrer toda la placa y al mismo tiempo variar su ancho. A todo ello se debe sumar el cálculo de:

Es asombrosa la cantidad de cursos presenciales, Online, tutoriales, videos y otros en los que se obvian esas reglas llegando a reemplazar Fig. 2 el diseño por un simple dibujo del circuito en el que muchas veces no se respetan ni las propias reglas de un dibujo de Ingeniería o se desconocen los valores de parámetros que el propio software provee, así, por ejemplo, Proteus tiene asignados valores estándar para el ancho de las pistas en los formatos T15-T50 como se muestra en la Tabla 1.

Tabla 1

En el proceso de diseño de un circuito que requiera además la fabricación de placa de impreso, se deberían considerar las siguientes etapas: 1. 2. 3.

Diseño del circuito. Elaboración del esquema electrónico utilizando el software de su predilección. Simulación del circuito considerando diferentes condiciones (si el software lo permite).

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4. 5. 6.

Selección de componentes adecuados al tamaño de la placa que se desea fabricar. Diseño del circuito impreso bajo las recomendaciones que se citan más adelante. Construcción del prototipo.

En el diseño del circuito impreso, se deben tomar en cuenta las recomendaciones del IPC, norma 2152, algunas que se resumen en: 1. El giro de las pistas no se traza formando ángulo recto sino en ángulos de 135°, (Fig.3) para evitar el denominado “efecto de puntas” que generan pequeños arcos de voltaje en las pistas vecinas.

Fig. 3

2. Colocar los componentes siempre paralelos a los bordes de la placa (Fig.4).

Fig. 4

3. Verificar las distancias mínimas permitidas (Fig.5)

Fig. 5

4. La orientación de los componentes debe ser siempre la misma en toda la placa. 5. Seguir las recomendaciones cuando se tienen componentes tipo THD (Trough Hole Device – para perforación y posterior soldadura) o tipo SMD (Surface Mounted Device – Montaje en superficie). 6. Los cruces de pistas (en caso de no resolver la ruta completa) debe ser siempre realizado por el lado de los componentes. Esta norma además define varios parámetros como Ruido eléctrico ocasionado por componentes inductivos, capacitivos y resistivos, recomendando las acciones a seguir para evitar interferencias dependiendo del tipo de señal que transporta la pista (señal de reloj – clock), temas que serán tratados en próximos artículos.

Gutiérrez Peñaloza Lucio Antonio [email protected] [email protected] http://www.aulasvirtuales.com.es RCNI – 2923

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IMPLEMENTACION DEL SISTEMA POWERLOGIC PARA SUPERVISION Y CONTROL DEL SISTEMA DE ILUMINACION DE LAS CANCHAS DEL CLUB DE TENIS LA PAZ Ing. Evelyn Norah Mita Huanca

RESUMEN El siguiente trabajo tiene como objetivo informar acerca de la implementacion del sistema de supervision y control para el sistema de iluminacion de canchas para el Club de Tenis La Paz ubicada en la zona de La Florida. La realizacion de este proyecto nace como respuesta a la necesidad del Club de contar con un sistema electrico y de control de luminarias de las canchas de tenis donde sea posible efectuar gestion de la energetica de las canchas. La empresa Magno Watts con mas de 15 años de experiencia en el rubro electrico fue responsable de la fabricacion de los postes, instalacion de la luminarias, diseño y construccion del tablero, cableado electrico, selección de los equipos de medicion y control, configuracion de los equipos de comunicación, satisfaciendo los requerimiento del Club y al mismo tiempo poniendo e practica uno de sus principios fundamentales incentivar el consumo responsable de energia electrica, premisa aplicada a sus recientes proyectos: implementacion del sistema electrico Multicine Santa Cruz ubicado en el Mall Las Brisas y el sistema electrico y control de iluminacion del Stadium departalmental Cobija, ambos proyectos reflejan la constante innovacion tecnologica de la empresa con sistemas que permiten la gestion energetica por medio de tablero de distribucion electrica inteligente tambien denominado Smart Panels o tableros inteligentes concepto que sera expuesto a lo largo de este articulo. Es importante mencionar que el Club de Tenis La Paz tiene el compromiso en responsabilidad social en el cuidado de medio ambiente y con la realizacion de campañas promueve el ahorro energetico y efectua la concientizacion constante a los socios reiterando que el gasto de energía eléctrica es de gran impacto por lo que se requiere efectuar su ahorro, cabe resaltar que entre sus objetivos a futuro es certificarse con la norma ISO 5001 y su equivalente en Ibnorca que busca fomentar y promover eficiencia energetica en empresas e industrias.

Figura 1.-: Ambientes del Club de Tenis La Paz

1. INTRODUCCION.La ejecucion de proyecto tuvo como base la selección de los elementos de medicion y registro que comprenden el sistema powerlogic perteneciente a la marca Schneider Electric lider en soluciones de eficiencia energetica, las bases para lograr que un tablero se defina como tablero inteligente se detalla a continuacion

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1.1 Tablero Inteligente o Smart Panel. Un tablero inteligente se define como un tablero que permite gestionar el consumo energético de una instalacion electrica en tres pasos: medir, conectar y ahorrar; logrando así un mayor ahorro energético en las instalaciones. Medir.- saber qué ocurre y cuánto se consume en la instalación en tiempo real y, para ello, las instalaciones deben recoger la información de los consumos y los eventos.

Previa a la descripcion tecnica del proyecto es importante recordar porque la necesidad usar un sistema de registro o registrador de energia para el monitorero del consumo electrico, estas son algunas razones principales:seguridad, administracion precision de costos de energia, estudio de oportunidades de ahorro y resolucion de problemas

1.2 TABLERO INTELIGENTE INSTALADO EN CLUB DE TENIS El tablero instaldo en el Club de tenis La Paz esta compuesto por los siguientes elementos:

Conectar.- Consiste en conectar los equipos para recoger y transformar la información para que sea inteligible para el usuario. Esta información es transmitida por los módulos de comunicación integrados a través de redes como Modbus (Ethernet, por cable o Wi-Fi (en el interior del edificio, para conectar el cuadro eléctrico, Todos ellos se conectan a las plataformas de gestión energética.

Breaker principal Compact NSX con unidad electrónica Micrologic (protección y visualización de energía)

Ahorrar.- Con la informacion registrada a traves de los equipos de medida y la visualizcion en tiempo real es posible identificar oportunidades de ahorro realzando cambios en los horarios de consumo y programando el apgado de equipos en determinado horarios.

Medidor PM5560 medidor principal para registro del consumo energético total Selectores para el encendido manual de las luminarias al interior se encuentra el equipo Smartlink para el control remoto Medidores IEM3155 para cada cancha de tenis Termomagneticos con elementos de señalización de estado visibles en la aplicación Acti 9

Figura 2.- Ciclo de eficiencia energetica Figura 4.- Smart panel instalado en el Club de tenis y sus principales componentes

EFICIENCIA ENERGETICA. Ser energéticamente eficiente significa cumplir todas las necesidades de producción con el menor consumo posible de energía, sin afectar el comfort o la cantidad producida, protegiendo el medio ambiente, asegurando el abastecimiento y fomentando un comportamiento sostenible en su uso, lo cual se expresa en menores costos de producción. A continuacion el esquema que describe las acciones realizadas en proyecto del sistema de iluminacion del Club de tenis La Paz.

2.

MEDICION TOTAL Y PARCIAL DEL SISTEMA DE ILUMINACION DE LAS CANCHAS DE TENIS

La medicion del sistema de iluminacion se realiza de dos manera medicon global de la energi electrica por medio del breaker NSX con unidad micrologic y el medidor PM5560 rnedicion parcial de cada cancha se efectua por medio del medidor IEM3155, todos estos equipos pertenecientes a la linea Schneider.

2.1 BREAKER DE CAJA MOLDEADA NSX CON UNIDAD MICROLOGIC Los interruptores automáticos Compact NSX están garantizados contra los niveles de vibraciones electromagnéticas o mecánicas, cuyas pruebas resultaron en conformidad con la norma IEC 60068-2-6 para los niveles exigidos por las organizaciones de inspección de la marina. La unidad electrónica de control Micrologic ofrece protección, comunicación (protocolo Modbus RS485) y medición mediante sensores El conjunto Breaker NSX Compact y Micrologic proporciona toda la información necesaria para gestionar la instalación eléctrica y optimizar la energía

Figura.3- Acciones que compone el Sistema Powerlogic del Club de tenis La Paz

Breaker NSX al interior del tablero Figura 5.- Breaker Compac NSX con su unidad Micrologic instalado en el club

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2.2 MEDIDORES PM5560 PARA MEDICION GLOBAL Y MEDIDOR IEM3155 PARA MEDICION PARCIAL

4.

Los medidores serie PM5000 son la nueva referencia en medición accesible entre sus principales aplicaciones esta la gestión de costos de energía, proporcionando las capacidades de medición necesarias para asignar el uso de energía, optimizar la eficiencia de los equipos y su utilización. Llevando a cabo una evaluación de alto nivel de la calidad de la energía en una red eléctrica normado IEC 62053-22

La superision es posible por medio del uso del gateway EGX300 y la pagina embebida del medidor PM5560.

Medidor de precisión 0.2s en energía puerto de comunicación RS 485, 2 hilos (Modbus) y Ethernet (2 puertos), E/S digital 52 Alarmas, 8 tarifas, página web de monitoreo embebida

Medidor de energía IEM3155, multitarifas con contador parcial y medida de corriente, tensión y potencia, comunicación Modbus RS485 E/S digital,

El gateway EGX300 es un dispositivo basado en Ethernet que proporciona una interfaz transparente entre redes basadas en Ethernet y dispositivos que pueden ser instalados por el usuario. Entre los dispositivos compatibles con este equipo que pueden ser instalados por el usuario se incluyen medidores, monitores, relés protectores, los PLC, unidades de control, controles de motores y otros dispositivos que se comunican mediante protocolos Modbus, JBUS o PowerLogic

EGX300 Gateway o pasarela de comunicación con página Web embebida donde se registra los parámetros de los medidores y Smartlink

Figura 6.-Medidores PM5560 y medidor IEM3155

3.

SUPERVISION Y MONITOREO DE LA ENERGIA POR MEDIO DE LAS PAGINAS WEB INTEGRADA A LOS EQUIPOS

CONTROL DE ENCENDIDO MANUAL Y REMOTO DE LA LUMINARIAS DE LAS CANCHAS DE TENIS

El encendido y apagado manual se efectuo a través de selectores ubicado en la contratapa del tablero y el control remoto por medio del Smartlink y su software de aplicación Acti9 de licencia gratuita

Pantalla con la página de supervisión energética generada por el Gateway EGX300

Smartlink Es un aparato modular del sistema de comunicación Acti 9, de Schneider Electric, que perimite ecopilar la información de los cuadros de distribución eléctrica en tiempo real: estado de contactos y protecciones, y datos de medidores de la serie IIEM3155 tambien es posible interactuar con dispositivos de otras marcas, es compatible con PLC software Scada y los protocolos KNX perteneciente a sistemas de domotica, este equipo es operable desde sistemas BMS (sistema de gestión de edificaciones, basado en un software y un hardware de supervisión y control que se instala en los edificios) Página web de supervisión energética. Esta página puede ser observad desde una red LAN cableada, por Wi-fi o IP publica

Grafica en tiempo real de las corrientes generadas en el encendido de luminarias de las canchas

Figura. 8.-Pagina web de supervisión de energía de los equipos de medición y control

5. CONCLUSIONES. Aplicación Acti 9 para control de encendido y apagado remoto de las luminarias (software no requiere licencia)

La Implementación del tablero inteligente para el sistema de iluminación en el Club de tenis La Paz satisfizo sus requerimientos con los siguientes beneficios: • Mejorar la eficiencia energética y la reducción de los costos de energía con la ayuda de la solución PowerLogic.(tablero inteligente instalado) •

Gestionar proactivamente los costos y la utilización de energía.

• Aumentar progresivamente la eficiencia energética de acuerdo la toma de decisiones estratégicas y las prácticas óptimas de gestión de acuerdo a los registros de comportamiento actuales Smartlink elemento que hace posible el control remoto de las luminarias e interactúa con el software Acti 9 para el registro de estados

Termomagnéticos con auxiliar de señalización de apertura cierre o disparo observables desde la aplicación Acti 9

A continuación imágenes del sistema de iluminación en pleno funcionamiento.

Figura. 7.-Smartlink ubicado al interior del tablero y su software Acti 9 para control remoto de luminarias

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Feria de Ingeniería Eléctrica – 1era. Versión El uso del Python en la Industria Eléctrica.

Tablero (vista superior)

Vista de la ubicación de la antena del tablero para integración con la red del Club

Gonzalo Oscar Eulate Choque - Luis Adolfo Pozo Barrera - Daniel Ramos Huancani - Cristhian Coyo Llanque - Limbert Omar Apaza Yahuasi Oficina donde se opera remotamente el encendido de luminarias

Abstract.

utiliza para el análisis de los sistemas eléctricos de potencia.

This paper presents a summary of the work presented at the 1st Technology Fair of the electrical engineering of the San Andrés Major University of La Paz Bolivia, in December 2016. Keywords – Script, Digsilent, Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP), Python.

1. Resumen. El presente documento, es un resumen del trabajo presentado en la 1era Feria de Tecnología de la carrera de ingeniería eléctrica de la Universidad Mayor de San Andrés, realizada en el mes de diciembre 2016. Sistema de iluminación del Club en pleno funcionamiento, el encendido se realizó de modo remoto Figura. 9.- Ubicación del tablero, sala de control y las luminarias en la cancha de tenis

6. BIBLIOGRAFIA. /1/ Eficiencia en el uso de la energía Josep Bacellis Pag.13-19 /2/ Guía práctica para la implantación de sistemas de gestión energética pag32 http://www.eurespplus.net/sites/default/files/uploads/Gu%C3%ADa%20pr%C3%A1ctica%20 para%20la%20implantaci%C3%B3n%20de%20Sistemas%20de%20Gesti%C3%B3n%20 Energ%C3%A9tica%20%28SGE%29.pdf /3/ Sistema PowerLogic Medida, gestión y calidad de la energía eléctrica http://www.schneider-electric.com/site/tasks/sites/press/docs/documents.local. productos-servicios. distribucion_electrica.Catalogo-PowerLogic-2010-Schneider-Electric-Eficiencia-Energetica.pdf

AUTORA: Ing. Evelyn Norah Mita Huanca RNI: 34642

Se presenta el uso del software Python en el análisis del crecimiento de la demanda, donde se considera el ejemplo que dispone PowerFactory, de la red IEEE de 39 nodos, para un horizonte de 5 años. Así también se presenta el uso del software Python en el ejemplo de la red IEEE 39 nodos, para evaluar las contingencias que afectan a este sistema eléctrico de potencia (SEP) mediante el criterio determinístico (N-1). Asimismo se presenta como un ejemplo de aplicación al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Bolivia, considerando la base datos que dispone el Comité Nacional de Despacho de Carga para estudios eléctricos del periodo 2016 – 2020, para el análisis de contingencias mediante el criterio determinístico (N-1).

Realizo estudios universitarios en la Universidad Mayor de San Andrés, Ingeniería Electrónica Mención Control Experiencia en diseño e implementación de: cableado estructurado Umsatic, Ministerio de minería y Ministerio de desarrollo rural, instalaciones eléctricas industriales, mantenimiento electromecánico, implementación de sensores en planta de tratamiento de aguas y bebidas gaseosas, automatización y programación de PLC, desarrollo de aplicaciones SCADA para procesos industriales. Actualmente se desempeña como ingeniera electrónica en el departamento electrónico en la empresa Magno Watts Ingeniería y servicios técnicos eléctricos. Correo: [email protected], [email protected] Teléfono Magno Watts: 22114418-2260365 Oficina: Villa Fátima Av. 15 Abril Nº 460

1. Introducción.

“El poder de cuestionar es la base de todo progreso humano”. Indira Gandhi.

En la actualidad existen herramientas como el software DIgSILENT POWER FACTORY que se

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Los sistemas eléctricos de potencia y las redes de distribución, se encuentran en constante crecimiento, requiriendo análisis exhaustivos de la operación en diferentes horarios, bajo determinados niveles de demanda y bajo contingencias en los elementos de los sistemas eléctricos de potencia, para el conocimiento y comportamiento de las diferentes variables eléctricas.

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En el software DIgSILENT POWER FACTORY, es posible la automatización de tareas mediante el uso del rutinas de programación utilizando un lenguaje propio del mismo, conocido como DPL (DIgSILENT Programming Language) o programación a través de software externo, Python para este caso de estudio, el cual permite acceder a la modificación de sus parámetros, donde por ejemplo se puede cambiar el estado de una línea de transmisión de un estado fuera de servicio a un estado de servició o en operación, mediante código escrito en el Python [11]. De la misma forma se puede acceder a los objetos de los sistemas eléctricos de potencia mediante código, para obtener una lista de los elementos específicos como son: transformadores, líneas, demandas en nodos, motores, etc., mediante el uso de comandos en Python. De manera general, la utilización de un lenguaje de programación (Python) coadyuva al especialista a generar códigos y rutinas personalizadas que permiten optimizar y estudiar diferentes comportamientos en los proyectos eléctricos analizados bajo esta lógica.

2. Antecedentes. Un sistema eléctrico de potencia es el conjunto de elementos que constituyen la red eléctrica de potencia siendo su función; generar, transmitir y distribuir, la energía eléctrica hasta los clientes finales a costo mínimo, con una determinada calidad de servicio. En Bolivia la base de datos del Sistema Interconectado Nacional (SIN), es actualizada en forma semestral por el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) en el software PowerFactory. El software DIgSILENT PowerFactory, es una herramienta integrada para el análisis de sistemas eléctricos de potencia, caracterizando técnicas confiables y flexibles de modelado y algoritmos. El programa utiliza un ambiente de trabajo muy similar al que utiliza Windows.

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Se presenta el problema del desarrollo de programas en Python para la automatización de tareas repetitivas y la presentación de resultados en una planilla en Excel de forma automática.

Una alternativa de automatización de diversas tareas en el software PowerFactory es el uso del lenguaje de programación Python. Así mismo se hace notar que se trabajó rutinas con DPL para tareas de automatización similares a Python.

3.

Planteamiento del Problema.

Para la operación óptima de los sistemas eléctricos de potencia, se requiere contar con la mayor información acerca de las variables, como son: voltaje en los nodos del sistema eléctrico de potencia, corrientes en las líneas de transmisión y transformadores de potencia, pérdidas en líneas de transmisión, pérdidas en transformadores, estado de carga en diferentes elementos del sistema eléctrico de potencia para diferentes niveles de demanda, etc. Para conocer las variables mencionadas, es necesario realizar tareas de manera repetitiva y automatizada, para la optimización de recursos, estas tareas en el caso del software PowerFactory, pueden ser realizadas mediante el trabajo en un script en Python [11]. Se presenta el problema del desarrollo de programas en Python para la automatización de tareas repetitivas y la presentación de resultados en una planilla en Excel de forma automática.

5. Justificación. El presente trabajo reducirá el uso de recursos en las tareas de automatización para el análisis de los sistemas eléctricos de potencia en diferentes niveles de demanda y contingencias, así como, reducir los errores en la actualización de datos, el tiempo de actualización de datos y proporcionar mayor cantidad de escenarios para el análisis.

6. Hipótesis.

permite el acceso y modificación de elementos de los sistemas eléctricos de potencia que son modelados en el software PowerFactory. El script en el lenguaje Python puede ser usado en el PowerFactory para lo siguiente: • • •

• •

7. Metodología.

•

Los problemas secundarios que se presentan, son la selección de la versión de Python y las librerías asociadas para la interfaz con el Excel, para la interfaz con cálculos científicos de apoyo en diferentes análisis, debido a que dependen en gran medida de la plataforma donde se alojará Python. • A través del diagnóstico de la información disponible, se desarrollaron diferentes Así mismo, una problemática radica en contar prototipos, que evolucionaron en su concepción con un conocimiento previo y manejo del software a medida del nivel de programación, integración PowerFactory en el análisis de los sistemas y modificación de los parámetros en DIGSILENT eléctricos de potencia. • Se registró la información inicial para el ingreso de datos en DIGSILENT a través de la 4. Objetivos. programación en planillas Excel • Se evaluó los progresos de la programación en Se presenta a continuación el objetivo general y los Python considerando los resultados de flujos de objetivos específicos. potencia mediante una comparación directa con los modelos normales. Objetivo General. • Se retroalimento los parámetros de entrada La automatización de tareas en el software con los resultados parciales del prototipo PowerFactory, mediante el uso del lenguaje de inicial, considerando la necesidad de programación Python. información complementaria para cubrir con los requerimientos del modelo en DIGSILENT. Objetivos Específicos. • Manejo del software PowerFactory en el análisis de los sistemas eléctricos de potencia, en 8. Solución Propuesta. particular flujos de carga. • Realizar la programación en Python, para Se trabaja en el entorno del lenguaje de el intercambio de datos entre el Excel y el programación Python, debido a que el mismo PowerFactory.

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Automatización de tareas. Creación de comandos para el uso de funciones. Integración del PowerFactory en otras aplicaciones.

La funcionalidad del PowerFactory es proporcionada en Python mediante un módulo dinámico “PowerFactory” que realiza la interfaz con el API del DIgSILENT. De esta forma con el uso de scripts de Python se puede acceder a un rango de datos en el PowerFactory.

Una alternativa para los análisis de los sistemas eléctricos de potencia en diferentes estados de carga, condiciones, etc., es “la automatización de tareas en el software PowerFactory mediante el uso de programación libre Python”.

Debido a que el proyecto se investigación considera un desarrollo de software a través de un lenguaje de programación, se adoptó una metodología clásica para su conformación, tomando como base las premisas de un proyecto del tipo “espiral” [12], donde:

Tabla Nº 1: Datos de las demandas para un horizonte de 5 años.

•

Todos los objetos. Todos los atributos (Datos de los elementos, tipos de datos, resultados). Todos los comandos (cálculo de flujos de carga, etc.). Funciones especiales creados en DPL.

Así también scripts creados en Python pueden ser importados por otros scripts en Python, en forma externa puede ser utilizado el DIgSILENT. El problema de flujos de carga comprende el cálculo de los flujos de potencia y los voltajes en un sistema bajo condiciones normales de operación. La mayor parte de los sistemas de transmisión están balanceados y una representación monofásica de la red puede ser usada en este caso.

Fuente: Elaboración propia. Los datos que se consideran para el análisis del crecimiento de la demanda son los siguientes: • • • • •

Estado de carga de las líneas. Estado de carga de los transformadores. Voltaje en p.u. en todos los nodos. Estado de carga de los autotransformadores. Potencias generadas, demandas, pérdidas de potencia por zonas.

Se presenta a continuación el diagrama de flujo utilizado para la programación en Python, a la derecha se presenta parte del programa utilizado para los diferentes procesos del diagrama de flujos. Figura N° 1: Diagrama de flujo para el Análisis del Crecimiento de la Demanda.

La solución del flujo de cargas es esencial para las distintas evaluaciones de los sistemas de potencia durante los períodos de planificación y operación. Las alternativas y escenarios son analizados usando en forma repetitiva el cálculo de flujos de carga en condiciones normales y de contingencia.

8.1 Análisis de Crecimiento de la Demanda. Para el crecimiento de la demanda, se considera el ejemplo que dispone el PowerFactory, de la red IEEE de 39 nodos. Se presenta a continuación el comportamiento de la demanda para un horizonte de 5 años. Fuente: Elaboración propia.

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Como ejemplo se tiene el caso del proceso (bloque) EXPORTACIÓN RESULTADOS A EXCEL, en esta parte desde del cálculo de flujos de carga, los resultados son exportados a Excel en el año respectivo, para el año 1, los resultados se exportan a la hoja “1” del archivo denominado RED39. xlsx. A continuación se incluye el código fuente correspondiente a esta rutina: for linea in lineas: #En esta parte se recorre todos los objetos (líneas) if linea.outserv == 0: #En esta parte se verifica que el objeto línea esta en servicio linea_c = round(linea.GetAttribute(‘c:loading’),2) #En esta parte se obtiene el estado de carga de la línea analizada ws.Cells(j+1,1).Value=str(linea.loc_name) #En esta parte se obtiene el nombre de la línea y se exporta a Excel ws.Cells(j+1,2).Value=linea_c #En esta parte se exporta el estado de carga en Excel j=j+1 En el anterior código de ejemplo, se tiene el caso de obtener los datos de las líneas de transmisión.

8.2 Análisis del Sistema Eléctrico de Potencia frente a Contingencias.

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Tabla N° 2: Casos que se considera la salida de servicio. Caso 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Nombre Line 02 - 25 Line 03 - 04 Line 03 - 18 Line 04 - 05 Line 04 - 14 Line 08 - 09 Line 09 - 39 Line 10 - 11 Line 10 - 13 Line 13 - 14

Nodo i 2 3 3 4 4 8 9 10 10 13

Nodo j 25 4 18 5 14 9 39 11 13 14

Fuente: Elaboración propia. Los datos que se consideran para el análisis n-1 de contingencias son los siguientes: • • • • •

Estado de carga de las líneas. Estado de carga de los transformadores. Voltaje en p.u. en todos los nodos. Estado de carga de los autotransformadores. Potencias generadas, demandas, pérdidas de potencia por zonas.

Se presenta a continuación el diagrama de flujo utilizado para la programación en Python: Figura N° 2: Diagrama de flujo para el análisis N-1 de contingencias.

En el ejemplo de la red IEEE 39 barras, se utiliza el criterio N-1 para evaluar las contingencias que afectan a este sistema eléctrico de potencia (SEP).

Como ejemplo se tiene el caso del proceso (bloque) SELECCIÓN LINEA CAMBIAR A FUERA DE SERVICIO, en esta parte se realilza la selección del elemento a simular el estado fuera de servicio, se realiza el cálculo de flujos de carga, los resultados son exportados a Excel en el caso respectivo, para el año caso 1, los resultados se exportan a la hoja “1” del archivo RED39N-1.xlsx.

Como un ejemplo de aplicación al SIN de Bolivia, se considera la base datos que dispone el Comité Nacional de Despacho de Carga para estudios eléctricos del periodo 2016 – 2020. Se considera la zona de Oruro como está clasificado en la base de Digsilent, en la siguiente tabla se presenta el resumen de los casos a ser analizados: Tabla N° 3: Nombres de las líneas de la zona de Oruro. Caso 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Nombre Nodo i lne_CSG_BLV069 CSG069 lne_SOC_TNO069 SOC069 lne_CAT_CSG069 CAT069 lne_TES_VIN069 TES069 lne_TET_TES069 TET069 lne_TES_VIN069(1) TES069 lne_HUY_MIG069 HUY069 lne_NOR_TNO069 NOR069 lne_ANG_MIG069 ANG069 lne_SUD_TET069 SUD069

Nodo J BLV069 TNO069 CSG069 VIN069 TES069 VIN069 MIG069 TNO069 MIG069 TET069

VOLTAJE kV 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69

LONGITUD km 27,90 1,81 3,93 1,02 2,64 0,001 14,46 1,20 3,90 5,33

En la anterior se presentan los 10 casos a ser analizados, donde se simula que la línea en cada caso se encuentra fuera de servicio. El Sistema Eléctrico de la zona Oruro comprende 66 nodos, 36 líneas y 32 transformadores de potencia, no se considera el comportamiento en los autotransformadores y los generadores en esta zona, como parte del análisis.

La aplicación del criterio N-1 consiste en la simulación de una pérdida de un componente del SEP que puede ser; una línea de transmisión, transformador de potencia o un generador.

Fuente: Elaboración propia.

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Fuente: Elaboración propia. En la anterior tabla se observa que se presenta un problema de sobrecarga en el transformador Trf 06-31, a partir del año 1 en el horizonte de 5 años considerado en el ejemplo. Para el año 5 la sobrecarga está por encima del 200%. En la siguiente tabla se presentan el estado de carga de las líneas de transmisión del SEP de 39 nodos, tomando en cuenta el crecimiento de la demanda para un horizonte de 5 años. Tabla N° 5: Estado de carga de las líneas de la red 39 nodos. Nombre Linea Line 03 - 18 Line 04 - 05 Line 04 - 14 Line 05 - 06 Line 05 - 08 Line 06 - 07 Line 06 - 11 Line 07 - 08 Line 08 - 09 Line 09 - 39 Line 10 - 11 Line 10 - 13 Line 13 - 14 Line 17 - 27 Line 21 - 22

Año Base 8,75 22,88 45,75 76,22 54,18 71,88 60,67 31,21 18,11 11,84 61,43 47,45 45,69 7,7 99,08

Año 1 % 7,09 41,06 44,11 97,74 57,39 78,6 48,98 40,39 15,74 12,75 50,46 58,01 56,99 11,33 100,5

Año 2 % 6,71 59,07 43,55 121,99 63,21 88,79 37,82 47,64 21,83 16,88 41,15 69,22 69,24 13,8 100,47

Año 3 % 10,6 78,93 43,29 148,62 69,75 100,17 27,83 55,69 30,37 26,06 33,67 81,54 82,66 16,92 100,7

Año 4 % 16,34 101,25 43,58 178,6 77,37 113,25 24,46 64,84 41,06 37,03 32,21 95,41 97,7 20,64 101,33

Año 5 % 23,23 127,34 44,98 214,13 86,88 129,23 36,21 75,81 54,71 50,77 42,68 111,77 115,34 25,07 102,7

Fuente: Elaboración propia.

Se presenta a continuación los resultados del uso del Python en las tareas de automatización para el análisis del crecimiento de la demanda y el análisis N-1 de contingencias.

En la anterior tabla se observa que se presenta problemas de sobrecarga en las líneas Line 0405, Line 05-06, etc. en el horizonte de 5 años considerado en el ejemplo. Nos muestra la posible sobrecarga en varias líneas si no se realizan proyectos en el SEP, para cubrir el crecimiento de la demanda en el horizonte de 5 años en este ejemplo.

9.1 Resultados del análisis del crecimiento de la demanda.

9.2 Resultados del análisis N-1 de contingencias.

En la siguiente tabla se presentan el estado de

En la siguiente tabla se presentan los estados de

9. Resultados.

Para el análisis de contingencias se considera la salida de servicio simulada para 10 líneas de transmisión en el SEP de 39 barras, que se presenta a continuación:

Tabla N° 4: Estado de carga de los transformadores de la red 39 nodos.

8.3 Aplicación del análisis de contingencias al SIN.

Fuente: CNDC – Elaboración propia.

Criterio N-1. Un SEP cumple con el criterio del N-1 si al aplicar la contingencia simple más severa, el sistema continua en condiciones aceptables de funcionamiento considerando que los flujos en las líneas se mantienen dentro de límites normales de operación, los voltajes en las barras no superan sus niveles mínimos, máximos de variación, no existen actuaciones de protecciones y no existen desconexiones forzadas de cargas o equipos.

carga de los transformadores de potencia, tomando en cuenta el crecimiento de la demanda para un horizonte de 5 años.

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carga de los transformadores del SEP de 39 nodos, para los 10 casos analizados.

Tabla N° 8: Voltajes en p.u. en los nodos de la red 39 nodos.

En la siguiente tabla se observa que en ningún caso analizado se presenta sobrecarga en los transformadores, sin embargo se puede considerar los casos próximos a un estado de carga del 90%, para la toma de acciones. Tabla N° 6: Estado de carga de los transformadores de la red 39 nodos. Nombre Xfo Año Base Caso 1 % Trf 02 - 30 27,65 26,23 Trf 06 - 31 79,58 80,01 Trf 10 - 32 86,67 86,79 Trf 11 - 12 14,18 14,26 Trf 13 - 12 15,53 15,61 Trf 19 - 20 12,43 12,46 Trf 19 - 33 80,41 80,55 Trf 20 - 34 87,98 88,13 Trf 22 - 35 81,46 81,73 Trf 23 - 36 76,44 76,54 Trf 25 - 37 75,06 75,75 Trf 29 - 38 80,89 81,02

Caso 2 % 26,03 82,31 88,72 14,53 15,59 12,42 80,4 87,96 81,43 76,43 75,1 80,87

Caso 3 % 28,11 79,9 86,82 14,23 15,56 12,43 80,44 88,01 81,52 76,46 75,06 80,89

Caso 4 % 27,92 79,66 86,9 14,97 14,97 12,45 80,49 88,06 81,61 76,5 75,06 80,89

Caso 5 % 28,36 81,03 86,66 13,88 18,35 12,42 80,4 87,97 81,44 76,43 75,06 80,89

Caso 6 % 28,16 82,45 88,3 13,7 16,32 12,47 80,57 88,15 81,76 76,55 75,06 80,9

Caso 7 % 27,97 81,39 87,71 13,86 16,06 12,45 80,51 88,09 81,66 76,51 75,06 80,9

Caso 8 % 28,08 82,1 86,15 40,89 46,73 12,45 80,5 88,07 81,63 76,5 75,06 80,89

Caso 9 % 27,9 80,56 86,55 35,68 31,1 12,46 80,54 88,12 81,72 76,53 75,06 80,9

Caso 10 % 27,86 81,03 87,19 16,05 19,15 12,46 80,52 88,1 81,67 76,52 75,06 80,9

Fuente: Elaboración propia. En la siguiente tabla se presentan el estado de carga de las líneas de transmisión del SEP de 39 nodos, para los 10 casos analizados. Tabla N° 7: Estado de carga de las líneas de la red 39 nodos. Nombre Linea Line 04 - 14 Line 05 - 06 Line 05 - 08 Line 06 - 07 Line 06 - 11 Line 07 - 08 Line 08 - 09 Line 09 - 39 Line 10 - 11 Line 10 - 13 Line 13 - 14

Año Base Caso 1 % 45,75 52,08 76,22 77,82 54,18 56,61 71,88 74,16 60,67 64,19 31,21 33,53 18,11 18,3 11,84 11,89 61,43 64,59 47,45 44,43 45,69 42,24

Caso 2 % 58,66 82,18 51,53 71,08 63,14 29,9 22,27 16,45 63,99 47,59 45,21

Caso 3 % 49,41 77,43 54,28 72,22 61,92 31,52 18,33 12,02 62,58 46,5 44,56

Caso 4 % 62,87 57,97 58,39 71,91 42,22 31,24 18,04 11,61 44,87 64,5 64,39

Caso 5 % 103,93 51,6 75,09 90,31 34,26 19,53 13,24 88,49 20,46 17,8

Caso 6 % 46,55 77,55 59,76 76,87 63,3 34,8 20,84 64,37 46,91 45,07

Caso 7 % 46,25 76,93 58,29 75,52 62,7 33,82 6,28 63,64 46,76 44,89

Caso 8 % 79,4 41,75 55,76 66,85 20,53 25,87 21,22 15,4 107,97 86,52

Caso 9 % 19,81 104,12 53,23 76,34 92,43 35,67 18,9 12,47 108,49 15,62

Caso 10 % 11,95 116,31 52,87 78,28 106,51 37,64 19,44 13,05 102,95 9,61

Barra

Año Base

Bus 01 Bus 02 Bus 24 Bus 25 Bus 26 Bus 35 Bus 36 Bus 37 Bus 38 Bus 39

1,05 1,05 1,04 1,06 1,05 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

En la siguiente tabla se presentan los valores en p.u. de los voltajes en nodos del SEP de 39 nodos, para los 10 casos analizados.

Caso 2 p.u. 1,05 1,06 1,04 1,06 1,06 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

Caso 3 p.u. 1,05 1,05 1,04 1,06 1,05 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

Caso 4 p.u. 1,05 1,05 1,04 1,06 1,05 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

Caso 5 p.u. 1,05 1,05 1,04 1,06 1,05 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

Caso 6 p.u. 1,05 1,05 1,03 1,06 1,05 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

Caso 7 p.u. 1,05 1,05 1,04 1,06 1,05 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

Caso 8 p.u. 1,05 1,05 1,04 1,06 1,05 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

Caso 9 p.u. 1,05 1,05 1,04 1,06 1,05 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

Caso 10 p.u. 1,05 1,05 1,04 1,06 1,05 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

Fuente: Elaboración propia. En la anterior tabla se observa, que en el caso 2 que es el caso en que se asume que la línea Line 0304, como el estado de fuera de servicio, es el que presenta que en 4 nodos la tensión se encuentra por encima del valor máximo de 1,05 p.u.

Se utilizó el programa desarrollado en Python que tiene nombre SIN_N-1_V1.py, donde se realiza la lectura de los 10 casos a ser analizados que corresponde a la líneas de la zona de Oruro. Se hace notar que el caso que corresponde a la simulación de fuera de servicio de la línea lne_CAT_ CSG069, el cálculo de flujos de carga no converge (corresponde al caso N° 3). No se considera los resultados para este caso, pero da una alarma que si esta línea se encuentra fuera de servicio debe ser analizada en detalle la operación del SIN. En la siguiente tabla se presentan los estados de carga de los transformadores de potencia en la zona de Oruro. En la siguiente tabla se observa que los casos con mayor estados de sobrecarga en transformadores se presenta para el caso N° 7 analizado (lne_HUY_ MIG069) y el caso N° 9 (lne_ANG_MIG069). Tabla N° 9: Estado de carga de los transformadores en la zona de Oruro. Nombre Xfo trf_ANG069 trf_AVI06901 trf_AVI06902 trf_CRB069 trf_CRC069 trf_CRQ069 trf_CSG069 trf_EST069 trf_SUD06901 trf_SUD06902 trf_TES069 trf_VLC069

Año Base 58,8 0 0 55,64 16,16 31,41 99,48 102,89 105,07 106 64,83 71,29

Caso 1 % 58,8 0 0 55,64 16,16 31,41 99,48 102,89 105,07 106 64,83 71,29

Caso 2 % 58,66 4,46 114,52 55,68 16,22 32,02 102,26 104,31 107,22 108,16 65,48 71,53

Caso 3 %

Caso 4 % 58,58 4,48 114,96 55,77 16,44 32,51 102,62 107,7 108,92 109,88 68,03 71,75

Caso 5 % 58,58 4,48 114,93 55,77 16,43 32,48 102,6 107,56 108,82 109,77 65,26 71,74

Caso 6 % 58,59 4,47 114,81 55,76 16,41 32,32 102,5 106,7 108,27 109,22 67,32 71,73

Caso 7 % 58,81 4,47 114,8 134,26 16,59 31,9 102,49 104,47 106,78 107,72 65,75 74,6

Caso 8 % 58,93 4,41 113,23 55,67 16,06 31,24 101,2 102,41 104,49 105,41 64,57 71,11

Fuente CNDC – Elaboración propia.

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Tabla N° 10: Estado de carga de las líneas en la zona de Oruro.

Nombre Xfo Año Base Caso 1 % lne_MCH_PAI069 4,85 4,85 lne_MCH_SUD069 9,27 9,27 lne_NOR_TNO069 42,25 42,25 lne_SOC_TNO069 59,69 59,69 lne_SUD_CRQ069 3 3 lne_SUD_TET069 35,39 35,39 lne_SUD_TNO069 18,3 18,3 lne_TAB_TCO069 20,94 20,94 lne_TAC_TCO069 11,41 11,41

Caso 2 Caso 3 % % 8,06 12,51 43,38 3,03 75,02 43,37 19,89 10,27

Caso 4 % 4,22 8,83 43,27 145,82 3,05 15,74 102,61 23,25 11,26

Caso 5 % 4,5 9,11 43,25 142,92 3,05 13,87 99,74 23,18 11,24

Caso 6 % 5,04 9,39 43,14 140,24 3,04 15,7 97,63 23,14 11,53

Caso 7 % 9,41 13,55 42,91 56,97 3,02 40,28 14,22 7,46 17,53

Caso 8 Caso 9 % % 15,82 10,1 20,3 14,26 42,72 36,91 57,95 2,99 3,02 30,22 39,81 36,94 15,36 20,32 8,76 11,67 14,03

Caso 10 % 6,54 11,12 43,05 121,66 3,04 78,68 22,65 11,13

Fuente CNDC – Elaboración propia.

9.3 Aplicación del análisis de contingencias al SIN.

Fuente: Elaboración propia. En la anterior tabla se observa, que en el caso 10 que es el caso en que se asume que la línea Line 13-14, con el estado de fuera de servicio, es el que presenta que tres líneas presentan sobrecarga.

Caso 1 p.u. 1,05 1,05 1,03 1,04 1,04 1,05 1,06 1,03 1,03 1,03

En la siguiente tabla se presentan los estados de carga en las líneas para los casos analizados en la zona de Oruro.

Caso 9 % 58,91 4,46 114,49 113,29 16,44 31,76 102,24 104,02 106,3 107,24 65,49 73,26

Caso 10 % 58,61 4,47 114,67 55,73 16,38 32,24 102,38 103,24 107,99 108,94 65,24 71,68

En la tabla anterior se presenta en los casos 4, 5, 6 y 10, donde se presentan estados de sobrecarga en el orden de 40%.

10. Conclusiones. Se concluye en el presente trabajo que se verifica la automatización de tareas en el software PowerFactory, mediante el uso del lenguaje de programación libre Python. Se realizó el análisis del crecimiento de la demanda para un horizonte de 5 años en el SEP de 39 barras del ejemplo que dispone el DIgSILENT PowerFactory, para este análisis se utilizó el script desarrollado en Python ej39GetV2. py, que se explica en detalle el funcionamiento en el numeral 10 del presente trabajo. La actualización de las demandas y el cálculo de flujos de carga para cada año se realizaron mediante el script en Python de manera automatizada. A s i m i s m o se realizó la automatización

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de las tareas de la simulación de cambiar el estado de las líneas de estado en servicio a estado fuera de servicio en la red de 39 barras, mediante el script ej39N-1.py en Python. Así también se concluye que se cumplieron los objetivos específicos, tomando en cuenta que se realizó una revisión en el manejo y modelamiento de sistemas eléctricos de potencia en el DIgSILENT PowerFactory, se puede realizar el cálculo de flujos de carga mediante las opciones que presenta el PowerFactory o mediante la programación de script en Python. De igual forma se cumplió con el objetivo de efectuar la programación en Python, para el intercambio de datos entre el Excel y el PowerFactory. Para el caso del análisis de contingencias se presentan los casos a ser analizados en el archivo RED39N-1.XLSX en la hoja CASOS, para luego mediante el script programado en Python se realiza el cálculo de flujos de carga para el caso analizado y los resultados son exportados a las hojas correspondientes en el archivo RED39N-1.XLSX. Finalmente se realizó el análisis de contingencias tomando en cuenta la base de datos del SIN, que dispone el Comité Nacional de Despacho de Carga en su página oficial. Se consideró el análisis para la zona de Oruro, en este ejemplo de aplicación de un caso real del Sistema Eléctrico Nacional de

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Bolivia, se concluye que los scripts programados en Python funcionaron correctamente, es decir no se tuvieron que realizar modificaciones a los scripts utilizados en la red de 39 barras.

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Bibliografía Consultada.

Acerca de los autores.

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Gonzalo Oscar Eulate Choque Ingeniero Electricista, Magister Sc en Ingeniería del Software, Docente Universidad Mayor de San Andrés, Trabaja en el Sistema Nuevo de la Empresa de Electricidad La Paz S.A., DELAPAZ, áreas de interés: Regulación de Electricidad, Inteligencia Artificial, Sistemas Eléctricos de Distribución, Senior Member IEEE. Estudios de Postgrado en Administración de Empresas, Planificación, Protección de Redes de Distribución, Métodos Numéricos de la Simulación y Modelación, Análisis de los Regímenes de las Redes de Distribución, Economía Informática, Ingeniería del Software. Página web: http://geulate.okicode.com Email: [email protected]

Daniel Ramos Huancani

Cristhian Coyo Llanque Estudiante de 9no. semestre de la carrera de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Mayor de San Andrés. Trabajó como Supervisor de Campo y Supervisor de Digitalización y Codificación de Datos en el Instituto Nacional de Estadística, en varias gestiones. Sus áreas de interés contemplan; Los Sistemas Eléctricos de Potencia, Automatización de Procesos y Programación. Participó en Talleres de formación en; Programación con Matlab y la Estabilidad en los Sistemas Eléctricos de Potencia.

Estudiante último semestre de la carrera de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Mayor de San Andrés. Miembro del equipo ganador de la Primera feria de Ingeniería eléctrica. Áreas de interés: Sistemas Eléctricos de Distribución, Planificación, Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia y Redes de Distribución, programación en Python y Digsilent. Email: [email protected]

Email: [email protected]

Limbert Omar Apaza Yahuasi Estudiante de 10mo. semestre de la carrera de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Mayor de San Andrés. Miembro del equipo ganador de la Primera feria de Ingeniería eléctrica. Participó en seminarios de PLC’s y Sistemas SCADA, Sistemas ESCADA en Sistemas de Distribución, Operación y Mantenimiento de Redes de Distribución, Confiabilidad en los Sistemas Eléctricos de Potencia. Áreas de interés: Sistemas Eléctricos de Distribución, Planificación, Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia y Redes de Distribución, Informática y Economía.

Luis Adolfo Pozo Barrera Ingeniero Electricista, Universidad Mayor de San Andrés, con Maestría en Gestión de Sistemas de Información, Especialidad en Tecnologías de Información (TI), Diplomados en Gestión de Redes y Seguridad Informática, Gerencia de Proyectos Empresariales, Preparación, gestión y Evaluación de Proyectos de Inversión y Educación Superior. Actualmente trabaja en el Área de Planificación, Control de Planes de Inversión y Sistemas de Información Geográfico de la empresa DELAPAZ. Email: [email protected]

Email: [email protected]

JAIME ALEJANDRO SEGALES GARCÍA Orureño de nacimiento, culminó sus estudios secundarios en el colegio Nacional Sucre de la ciudad de Cochabamba, estudió en la Universidad Mayor de San Andrés, graduándose como Ingeniero Electricista a principios de los años 80. En sus años universitarios, se destacó como dirigente universitario, ámbito donde templó su carácter aguerrido y luchador. Una vez titulado desarrolló sus actividades profesionales en ELFEC. Realizó varios cursos de especialización entre otros en la República del Uruguay en la empresa UTE “Usinas Y transformadores del Uruguay”. Posteriormente se dedicó al ejercicio profesional independiente, fundó su propia empresa contratista con las siglas “COJASEG” (Constructora Jaime Segales). El año 2013 fue condecorado por la Sociedad De Ingenieros de Bolivia como “Ingeniero Emérito” con 30 años de servicio a la comunidad. Su más alta contribución a la ingeniería nacional es el haber formado generaciones de linieros, contratistas e ingenieros, aspecto que abarcan inclusive a su propia familia. Fue un precursor en este aspecto en Cochabamba y Bolivia, sus enseñanzas prácticas logradas con años de experiencia, son recordadas con agradecimiento por múltiples generaciones. Hombre de carácter fuerte pero justo, cultivó amplios valores que se reflejan en la familia estable que formó y las múltiples amistades que gozaron del privilegio de su amistad. Gran líder, profesional, amigo, padre, esposo, hermano, y abuelo de Dios Goce.

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METODO CUANTITATIVO PARA EL CÁLCULO DE LA PROBABILIDAD DE FATALIDAD Y EL NIVEL SIL DE UN SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD FSE. Ing. Raúl R. Roque Y.

Resumen Los sistemas instrumentados de seguridad (SIS) son en la mayoría de los casos funciones de protección, las cuales se accionan cuando surgen condiciones peligrosas en el proceso, previniendo o en algunos casos mitigando potenciales consecuencias catastróficas. Las consecuencias catastróficas pueden ser la pérdida de vidas, daño al medio ambiente o perdida de inventario y de infraestructura, entonces los sistemas instrumentados de seguridad son sistemas que deben cumplir requerimientos estrictos de confiabilidad o fiabilidad. El análisis de árbol de fallas (o FTA= Fault Tree Analysis) es una metodología que analiza un sistema para determinar su confiabilidad. Debido a su natural potencia y flexibilidad, FTA es un método cuantitativo ideal para analizar sistemas instrumentados de seguridad para determinar niveles de confiabilidad, tales como el nivel de integridad de seguridad o SIL, la Probabilidad de falla en demanda (PFD).

1.- Introducción Los procesos o sistemas críticos aparecen en muchas y diferentes industrias tales como, la industria nuclear, química, petróleos, etc. Cuando estos sistemas no son apropiadamente controlados o mantenidos pueden dejar de funcionar y en tal caso llevan al proceso bajo control a un riesgo significativo para la seguridad de personas, medio ambiente y financiero. Ahora los sistemas instrumentados de seguridad o SIS como se los conoce son sistemas diseñados para reducir el riesgo de procesos o sistemas críticos, cuando existen desviaciones o malfuncionamiento, entonces el SIS lleva a un estado seguro dicho proceso bajo control. Un SIS está compuesto por tres subsistemas, subsistema de sensado, subsistema de resolvedor lógico y subsistema de actuación. Ahora el subsistema de sensado monitorea el proceso crítico examinando condiciones potencialmente inseguras, el resolvedor lógico interpreta las entradas del subsistema de sensado y ejecuta determinadas acciones mediante el subsistema de actuación. Este conjunto de hardware y software con características bien definidas se denominad funciones instrumentadas de seguridad. INTERFACE DE USUARIO

ACTUADORES RESOLVEDOR LOGICO

Fig. 1 Sistema instrumentado de Seguridad SIS

2.- Determinación de la integridad de la seguridad Dentro del ciclo de vida de un sistema instrumentado de seguridad, una de las tareas más importantes en el desarrollo de las Especificaciones de los requerimientos de seguridad es especificar la integridad de la seguridad o SIL de cada función instrumentada de seguridad. El estándar IEC-61508-1 (pag 33) proporciona la tabla de asignación SIL en funciona de la Probabilidad de falla en demanda. Esencialmente la tabla SIL proporciona una clase de integridad de seguridad para satisfacer un rango de valores de la probabilidad de falla en demanda promedio PFDavg.

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El estándar ANSI/ISA 84.01 es similar a la tabla IEC 61508, con la diferencia que la primera define hasta SIL-4, en cambio la segunda solo hasta SIL 3. Se ve que esta última tabla incluye el rango de disponibilidad de la seguridad. Ahora un SIS con nivel SIL 2 es más confiable que un SIL 1 y un SIL 3 es mucho más confiable que SIL 2. Una vez que se tiene el nivel SIL del sistema instrumentado de seguridad para el proceso, conocemos que calidad, complejidad y costo nos demanda el obtener lo solicitado. Debe quedar claro que a partir de esto conoceremos, si podemos calcular la reducción de riesgos como un requerimiento de probabilidad de falla en demanda o como disponibilidad segura, inmediatamente vamos a la tabla 1 y se define el nivel SIL que necesitamos para nuestro sistema de seguridad. El costo de un SIS se incrementará gradualmente con el valor del nivel de integridad de la seguridad SIL que requiera cumplir, como ejemplo si se adquiere un resolvedor lógico que alcanza nivel SIL 3, entonces el costo de los sensores, actuadores y el trabajo de ingeniería será fuertemente influenciado con este nivel de integridad. Es importante entonces que se disponga de un método consistente para arribar a valor SIL para cualquier aplicación de la industria de procesos. En ese sentido hay al menos 3 métodos reconocidos para hacer esto y estos han sido ampliamente documentados en los últimos años hasta ser parte de los estándares de la IEC y la ISA. La razón por la cual existe esta diversidad en los métodos de determinación de SIL se debe a las dificultades de arribar a la estimación del riesgo que sea confiable y creíble considerando la amplia variedad de situaciones a encarar en la industria de procesos. Mientras que una evaluación de riesgo tipo cuantitativa es posible que carezca de valor y no ser válido si los datos disponibles sobre las tasas de falla (fault rate) son muy reducidos o están sujetos a tolerancias demasiado grandes. Por otro lado un método cualitativo permite a las personas utilizar elementos de juzgamiento y de experiencia para la evaluación del riesgo sin tener que utilizar valores numéricos que son difíciles de justificar en la mayoría de los casos.

3.- Métodos para la determinación del SIL

CONTROL BASICO DE PROCESOS

SENSORES

Tabla1. Niveles de integridad de seguridad SIL según IEC-611508 y ANSI ISA 84.01

Ya hemos visto que los métodos para la determinación del SIL de dividen en tipos cualitativos y cuantitativos. El estándar IEC-61508 parte 5 explica en términos generales un método cualitativo y dos de tipo cuantitativo, que son los siguientes: • • •

Método cuantitativo utilizando factores de reducción de riesgo objetivo. Método cualitativo usando gráficos de riesgos. Método cualitativo utilizando matrices de severidad de eventos peligrosos.

Para el sector de la industria de procesos el estándar IEC 61511 proporciona detalles más específicos sobre la determinación del SIL y son los siguientes: • • • •

Método cuantitativo utilizando factores de reducción de riesgo objetivo Método cualitativo utilizando grafico de riesgos con variaciones en el uso de conceptos donde las consecuencias son daños al medio ambiente o pérdida de activos. Método cualitativo utilizando matrices de capas de seguridad Método cualitativo/cuantitativo utilizando análisis de capas de protección (LOPA)

Debemos tener mucho cuidado a la hora de afrontar la determinación del SIL de un proyecto, así, es muy recomendable considerar el material descrito en la IEC 61508 parte 5 o en su defecto utilizar la IEC 61511 parte 3.

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Métodos cuantitativos Vamos inicialmente a recordar el concepto de reducción de riesgos aplicando el diagrama propuesto por el estándar IEC 61508, en el cual se muestra gráficamente el procedimiento para la determinación de la reducción de riesgos. Riesgo Residual

Riesgo Tolerable

Riesgo del Proceso o EUC

Reducción de Riesgo Necesaria

Riesgo parcial cubiertopor otras medidas de reduccion de riesgo (prevencion/ mitigacion

Riesgo parcial cubierto por el sistema E/E/PE relacionado a la seguridad

Incremento de Riesgo

intermedias, las cuales combinan las fallas u ocurrencias que llevan al evento tope. De esta manera un árbol de fallas es un análisis cualitativo. Los eventos básicos típicamente representan fallas de componentes u otros peligros o evento que pueden contribuir al evento tope. Si se conoce los valores de probabilidad para estos eventos básicos entonces tanto las leyes del algebra de Boole como de probabilidades pueden ser aplicadas para determinar el valor de la probabilidad para el evento tope, de esta manera se tiene un enfoque de análisis cuantitativo. El método inicia con un evento tope que es usualmente un evento peligroso relacionado, por ejemplo una explosión. El árbol se construye desarrollando ramas de abajo hacia arriba hasta llegar al evento tope, también se puede hacer de izquierda a derecha. Los operadores AND y OR se utilizan de manera similar a diagrama lógicos binarios y su simbología se muestra en la figura siguiente:

Riesgo parcial cubiertopor medidas de reduccion de riesgo

AND

Reducción de riesgo lograda por todas las capas de protección

OR

Fig. 4 Simbología para construir Arboles de falla

Fig. 2 Reducción de Riesgo IEC-61508

El estándar IEC61508-5 explica que las capas de protección son efectivamente funciones separadas de reducción de riesgo, este modelo se muestra en la figura Según IEC61508-5-A.5.1 los riesgos indicados en la figura 2 están definidos como: • • •

Riesgo del EUC: indica el riesgo existente a un evento peligroso incluyendo el sistema de control y los factores humanos. Riesgo Tolerable: Basado en lo que se considera aceptable a la sociedad por ejemplo Riesgo Residual: Es el riesgo remanente resultado posterior a la reducción de riesgos, en este caso un sistema instrumentado de seguridad SIS u otra tecnología relacionada a la seguridad puede ser tomado en cuenta.

Y depende de la cantidad de la reducción de riesgo que se requiere posterior a la reducción de riesgos realizada por diferentes dispositivos. La medida de la cantidad de reducción de riesgo proporcionada por un SIS es el SIL objetivo y se ilustra en el siguiente diagrama del estándar IEC-61508. Nótese que este diagrama define que el SIL es aplicable a todas las facilidades de reducción de riesgo, que generalmente es un término; sin embargo cuando es aplicable a un SIS se convierte en medida del desempeño del sistema. El principio es ilustrado en la siguiente figura donde la capa de protección proporcionada por un SIS se ve que es cuantificada como un factor de reducción de riesgo FRR, el cual puede convertir a una probabilidad de falla en demanda promedio PFDavg a una clasificación referenciada en la tabla más arriba definida.

Explosion

AND

Descarga de Gas inflamable

OR

Falla electrica presente

Soldadura cercana

Fig. 5 Ejemplo de una FTA

Funciones de las compuertas

Consecuencia de un evento peligroso

Riesgo del equipo bajo contro (EUC)

Frecuencia del evento peligroso

Las compuertas lógicas permiten contribuir con las causas del evento tope y establecen una salida de acuerdo a las reglas simples de las compuertas AND y OR, tal como lo muestra la figura 5, donde podemos identificar un evento tope que es la Explosión, del cual podemos obtener la frecuencia de ocurrencia del mismo. Ahora este evento será causado cuando se cumpla dos condiciones, descarga de gas inflamable y cuando haya ocurrencia de una falla eléctrica que libere una chispa o que en el área se desarrollen trabajos de soldadura con arco por ejemplo. La frecuencia con se descarga un gas inflamable tiene un valor F1, por otro lado la probabilidad de ocurrencia de la existencia de una fuente de ignición es dada por P3, esta última es resultado de la probabilidad de existencia de una falla P1 eléctrica o soldadura P2.

Capas de Prevencion o Mmitigacion No SIS

SIS

Otras capas de proteccion

Riesgo Tolerable Objetivo

Reduccion de Riesgo requerida

Fig. 3 Metodología de determinación de FRR

La compuerta AND es utilizada para definir un conjunto de condiciones o causas y todos los eventos deben estar presentes para su ocurrencia. El establecimiento de estos eventos sobre una compuerta AND deben ser condiciones suficientes y necesarias. Causa necesario, significa que se requiere cada causa enumerada o mencionada en el conjunto para que el evento pueda ocurrir. Si alguna de las causas es omitida de todas las especificadas entonces el evento no ocurrer. Causa suficiente, significa que el evento podría ocurrir si el conjunto de causas están presentes ninguna otra causa o condición es necesaria. La compuerta OR, define un conjunto de eventos en los que cualquiera de los eventos en el conjunto definido por si mismos puede hacer que el evento ocurra.

Método de Análisis de árboles de Falla FTA

El conjunto de eventos debajo de la compuerta deben ser especificados como suficientes. La información relacionada a cada evento puede ser descrita como sigue:

El FTA, es un análisis tipo deductivo, el cual se enfoca sobre un evento particular no deseado y proporciona un método para determinar las casusas de este evento. En el cual un peligro o falla catastrófica constituye el evento tope. El evento tope es conectado hacia eventos básico por medio de compuertas lógicas

P = Probabilidad de la ocurrencia del evento f= frecuencia del evento fxt = duración del evento

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Por lo tanto de los anteriores parámetros se obtienen las siguientes reglas combinacionales: PSV 1

Vapor Peligroso

H

Atmosfera

LC 1

I/P LV 1

Entrada Fluido

Tabla 2. Operación y valoración

FC LT 1

Las reglas combinacionales permiten conocer la información relacionada a cada evento individual a ser combinado de tal manera de predecir la frecuencia del evento peligroso final y cada evento intermedio.

Símbolos de evento Los símbolos utilizados para el análisis de árboles de falla se muestran en la figura 6. Estos proporcionan un medio para clasificar los eventos: Un evento básico es el límite para el cual la lógica de falla puede resolverse. Un evento básico debe tener definición suficiente para determinar una apropiada tasa de falla. Un evento no desarrollado es aquel que puede ser dividido en subcomponentes, sin embargo para propósitos de modelado no se descomponen más. Como ejemplo de un evento no desarrollado puede ser la falla de suministro de aire de instrumentos. Un símbolo de evento no desarrollado y la información de la tasa de falla pueden ser utilizados para modelar la alimentación de aire de instrumento en lugar de todos sus componentes propios. El FTA trata los eventos no desarrollados similarmente a los eventos básicos. Los rectángulos son utilizados para declarar eventos presentes en una compuerta. Las compuertas de transferencia son utilizadas para relacionar múltiples arboles de falla. Evento representado por una compuerta

Evento basico con datos sificientes Evento no desarrollado

Transferencia a otro arbol de fallas

Fig.6 Símbolos de eventos

En el modelado de los SIS los elementos básicos serán típicamente las fallas de sensores y/o la ocurrencia de un evento iniciador en la operación del proceso.

Bomba

Inicialmente realizamos el análisis de árbol de fallas del Sistema dibujando un esquema identificando la causa de un peligro y la estimación de la consecuencia de una posible fatalidad con una tasa estimada de accidente fatal. Según información del estudio de riesgos tenemos los siguientes valores de frecuencia y probabilidad de ocurrencia de eventos iniciadores. • • • • •

Falla en el control de Nivel LC-1: 0.2/año Error en la operación de la válvula LV-1: 0.8/año Probabilidad de que una nube inflamable no se disperse: 0.3 Probabilidad de que el motor de la bomba produzca una chispa: 0.05 Probabilidad de que un operador este ubicado en el área del proceso: 0.2 Falla Control de nivel Alto

0.2/año

OR

Apertura de Valvula LV-1 1.0/año

Error del operador

Nube Inflamable AND

0.8/año

0.3/año AND

Explosion 0.015/año

Fatalidad AND

Falla de disperción de Nube Inflamable

P=0.3

Chispa producida por la Bomba

P=0.05

0.003/año Operador ubicado en el area

P=0.2

Fig. 8 FTA para el equipo bajo control

4.- Ejemplo de diseño Vamos a utilizar el ejemplo desarrollado en [2] donde se realiza el análisis de peligro de un proceso, ante un nivel alto en un tanque buffer por el cual circula una sustancia acida. Por otro lado se debe tomar en cuenta que la tasa de fatalidades por accidente tolerable según la ley es de 0.2 FAR. La figura 7, muestra un proceso en el cual un líquido inflamable es extraído de otro proceso y almacenado en un tanque buffer, al cual a su vez es bombeado hacia otra etapa de tratamiento. El sistema de control de proceso dispone de un lazo de control de nivel para mantener el tanque al 50% de su capacidad, de lo contrario puede llegar a existir un peligro si este llegara a llenarse completamente. El tanque debe tener una válvula de alivio de presión en caso de sobrepresión, sin embargo si existe un escape por la misma esto podría ocasionar una nube de vapor muy peligrosa. Las razones por las cuales puede fallar el lazo de control de nivel son las siguientes: • • • •

Fig.7 Proceso bajo control

Valvula Descarga

Válvula de alimentación de tanque atascada en abierta (suciedad o encastre) Transmisor de nivel en falla Lazo de control de nivel en modo manual con válvula de alimentación abierta Fuga por la válvula de control con la bomba de descarga apagada.

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La probabilidad de ocurrencia del sistema sin protección Fnp se determina resolviendo el árbol de fallas, esto es:

 fat  ; Fnp = (0.2 + 0.8) × 0.3 × 0.05 × 0.2 = 0.003  año  Lo que significa que existirán 3 fatalidades por cada 1000 años, o dicho de otra manera 1 fatalidad cada 330 años. Este valor puede ser aceptable para unos y no aceptable para otros dependerá del grado de responsabilidad de la compañía con la sociedad. En este caso la sociedad impone un tasa de fatalidad aceptable F1 de :

0.2  fat  0.2  fat   h   fat  Fnp = 0.2FAR =8  × (Tiempo_exposicion) =8  ×10000  = 0.00002  ;    10  h  10  h  año  año 

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Adición de Capas externas de protección y/o de mitigación

Convirtiendo este valor en probabilidad de falla en demanda PFDavg :

Una vez determinado el árbol de falla del proceso sin protección alguna, es tiempo de adicionar capas de protección externas de manera de reducir el riesgo. Estas capas externas pueden ser previas o denominadas de control y de mitigación o denominadas también de recuperación. Se inicia con la adición de capas que no son instrumentadas, por ejemplo se determina la construcción de un muro alrededor del equipo bajo control de modo que la probabilidad de que el operador se encuentre cerca de la explosión se reduzca sustancialmente. Hay que recordar que esta acción no reduce el evento peligroso pero si reduce la frecuencia de riesgo de una fatalidad.

PFDavg =

1 1 = = 6.66 ×10−2 ; FRRSI S 15

Utilizando la tabla 1 de la IEC se obtiene que el SIS debe disponer de SIL 1 como nivel objetivo de integridad. HS 2

LI 2

LAHH 2

PSV

Resolverdor Logico

Desarrollamos el árbol de fallas agregando esta capa y asignándole por ejemplo un valor de 10 a la reducción de riesgo de esta; entonces se tiene: Falla Control de nivel Alto

AS

0.2/año

OR

Apertura de Valvula LV-1 1.0/año

Error del operador

0.3/año

0.8/año

AND

Explosion 0.015/año

Entrada de Fluido

Fatalidad

FC

AND

Falla de disperción de Nube Inflamable

P=0.3

Chispa producida por la Bomba

LC 1

I/P

Nube Inflamable AND

Vapor Peligroso

P=0.05

FC

LT 2

0.0003/año Operador ubicado en el area

LT 1

P=0.02

Cercar el area Asigna un FRR=10

Fig. 9 FTA para el equipo bajo control y una capa externa no instrumentada

Entonces la frecuencia de fatalidad del proceso considerando una capa de protección externa Fccpe es dada:

 fat  ; Fccpe = (0.2 + 0.8) × 0.3 × 0.05 × 0.02 = 0.0003  año 

Fig. 10 Equipo bajo control y su SIS

El valor de la probabilidad para el SIS es 0.066, sin embargo se toma el valor de la probabilidad 0.07 con un criterio más conservador. Realizando el árbol de fallas con estas dos capas de protección tenemos: P=0.07

Disparo por alto Nivel Asigna un FRR=15

Falla Control de nivel Alto

0.2/año

AND

Apertura de Valvula LV-1 0.07/año

OR

Nube Inflamable

Con la adición de un muro de contención, se ha reducido la frecuencia de un accidente cada 3333 años.

Error del operador

AND

0.02/año

0.8/año

Explosion 0.001/año

AND

Cálculo del nivel SIL del SIS requerido

Fatalidad AND

Una vez que se ha incluido una capa de protección externa y vemos que la probabilidad de fatalidad por año se ha reducido, toca determinar con la información hasta ahora aquí determinada, el valor que el SIS agrega para la reducción del riesgo, de manera de llegar a la tasa de fatalidades aceptable que en este caso está definido como 0.2FAR. Para determinar la cantidad de riesgo que debe reducir el SIS se utiliza la siguiente relación descrita en [2] y en [3] la cual define el factor de reducción de riesgo del SIS como:

FRRSI S =

Fccpe Ft

Falla de disperción de Nube Inflamable

P=0.3

Chispa producida por la Bomba

0.00002/año

P=0.05 Operador ubicado en el area

P=00.2

Cercar el area Asigna un FRR=10

Fig. 11 FTA Equipo bajo control y su SIS Realizando las operaciones matemáticas de árbol de fallas tenemos que :

;

En este caso reemplazamos:

Fccpe 0.0003 FRR = = = 15 ; SI S Ft 0.00002

 fat  ; Fnp = 0.07 × (0.2 + 0.8) × 0.3 × 0.05 × 0.2 = 0.00002  año   fat  = Fnp 0.00002 = año  0.2FAR ; Una vez determinado el nivel SIL de la función instrumentada del SIS, en la etapa de diseño del hardware se debe garantizar que el conjunto , elementos sensores, elementos actuadores y resolvedor lógico mediante un calculo de probabilidad de falla en demanda sea menor o igual al calculado para llegar al

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nivel de riesgo tolerable exigido. La verificación y el juzgamiento de la veracidad del nivel SIL obtenido por la función implementada en el SIS debe ser obtenida de los valores de probabilidad y confiabilidad que cada producto utilizad para tal fin. No se puede obtener el valor de SIL mediante ensayos, cada fabricante propone al mercado sus productos con características las cuales deben ser evaluadas a la hora de su adquisición y su puesta en marcha.

5.- Conclusiones

FUNDAMENTOS DE EVALUACIÓN DE MOTORES ELÉCTRICOS MEDIANTE TÉCNICAS MODERNAS – PARTE V Dennis Espinoza - VIBROBAL

Prueba de influencia de rotor

Como se pudo ver el método de análisis de árbol de falla FTA es un método bastante eficaz para abordar temas relacionados a análisis de confiabilidad, probabilidad y cálculo del nivel SIL de una función instrumentada. Como se indicó más arriba el tema de la verificación del nivel SIL es muy importante dentro del ciclo de vida de la seguridad y esta debe ser ejecutada a la hora de realizar el diseño de la función instrumentada, de manera que cuando sea necesario verificar este nivel SIL mediante documentación se afirme que la función instrumentada implementada cumple el nivel de confiabilidad requerido por las especificaciones de los requerimientos de la seguridad que fueron obtenidos de la etapa de diseño.

Denominada como prueba RIC por su nombre en inglés Rotor Influence Check, se trata de una medición de impedancia fase a fase en diferentes posiciones del rotor que da como resultado una representación gráfica de la relación que existe entre el rotor y el estator, lo cual resulta muy útil para determinar la condición de diferentes zonas de fallas como el estator, rotor y entrehierro.

6.- Bibliografía [1] Macdonald D., “Practical insdustrial Safety: Risk assessment ans shutdown systems” Elsevier Sciencie, January 2004. [2] Macdonald D., “ Pratical HAZOPs, trips and alarms” , ELSEVIRE, First edition 2004 [3] Creus A., “Fiabilidad y Seguridad”, Marcombo Ediciones técnicas, 2da Edicion 2005 [4] Fernandez I. et al . “Sistemas Instrumentados de Seguridad y análisis SIL”, ISA Sección España Diaz de Santos. 2012 [5] Belland J. “Using Fault Trees to Analyze Safety-Instrumented Systems” [6] Magnetrol. “Understanding Safety Integrity level” Special application Series. [7] Catelani M., Ciani L. y Luongo V. “A simplified procedure for the analysis of safety instrumented systems in the process industry applications”. Departament of electronic and Telecomunications, University of Florence, Italia. Microelectronics Reliability. August 2011 [8] MAchiavelo V.”Introducción a los Análisis de Arboles de Fallas (Fault Tree Analysis -FTA)”. Diplomado en Análisis de Riesgos y Seguridad Funcional. RiskSoftware S.A. [9] IEC 61508. “Functional safety of eléctricas/electronic/programable electronic safety-related systems. Part 1 General requirements. 2010. [10] IEC 61511. “Functional safety ”safety instrumented sytems for process industry sector, Part 1, part 2 and Part 3.

Autor

Raúl Roque Nació en La Paz Bolivia, concluyó la Carrera de Ingeniería Electrónica en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Mayor de San Andrés el año 2002. Desde 2003 desarrolla su trabajo en el área de Instrumentación, Sistemas de control y medición en el sector de hidrocarburos. En 2015 obtiene el certificado TUV SUD de Ingeniero en Seguridad Funcional FSE. Actualmente se desempeña como Supervisor de Mantenimiento en YPFB Transporte S.A., docente invitado para el DICAPI de la Universidad Privada Boliviana, docente invitado de INEGAS. Su línea de investigación está centrada a Control No lineal, Control por Modos deslizantes, Electrónica de Potencia y Sistemas Instrumentados de Seguridad. [email protected]

Gráfica RIC Coordenadas cartesianas

Gráfica RIC Coordenadas polares

La prueba RIC se utiliza para investigar fallas tales como: Barras o anillos rotos o rajados Porosidad o daño en las laminaciones Excentricidad Fallas o cortos en el estator La prueba RIC se realiza haciendo girar manualmente el rotor en pasos de ángulos conocidos por lo menos a través de un polo y en 18 posiciones para garantizar una buena resolución del gráfico, por lo tanto, un motor de 2 polos requiere ser rotado un mínimo de 180 grados en pasos de 10 grados, un motor de 4 polos requiere ser rotado un mínimo de 90 grados en pasos de 5 grados y así sucesivamente. El análisis de la gráfica de la prueba RIC, que se puede presentar en coordenadas X/Y, donde X es el ángulo de rotación y Y es el valor de la inductancia fase a fase o en un diagrama polar, se realiza considerando los siguientes aspectos:

Característica constructiva del rotor Característica constructiva del estator Forma de las ondas Influencias externas

Características constructivas del rotor Se conoce que el diseño, material y geometría del rotor afectan las mediciones de inductancia. Desde este punto de vista se puede clasificar a los rotores como:

De baja influencia Con influencia

Los rotores presentan baja influencia por ejemplo cuando están fabricados de barras de cobre, de alta calidad o no presentan defectos. Su gráfica RIC presenta ondas achatadas y bajo promedio y desequilibrio inductivo.

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Estator con devanado concéntrico: En un estator devanado concéntrico, las bobinas no están sobrepuestas uniformemente. Cada fase consiste en un grupo de bobinas colocado en la misma profundidad en las ranuras del estator. La próxima fase es colocada en otras ranuras encima de la fase anterior. El resultado es que cada fase se encuentra a una distancia diferente del centro del motor. Debido a esto, el campo magnético residual del rotor tiene un efecto diferente en los valores de inductancia de cada una de las tres fases.

Gráfica RIC de rotor de baja influencia

Gráfica RIC de rotor con influencia

Los rotores con influencia son aquellos rotores que están construidos de aluminio fundido pero también aquellos que tienen defectos como porosidad, barras rotas o dañadas.

Forma de las ondas

Gráfica RIC de estator con devanado concéntrico

Una vez que se conoce cómo afectan las características constructivas del motor, al analizar la gráfica RIC y con el fin de identificar defectos en las diferentes zonas de falla se verifican que la forma de las ondas sean senoidales. La aparición de distorsiones repetidas en las curvas se asocia a problemas en el rotor.

La desalineación de los picos superiores o inferiores se asocia a excentricidad en el entrehierro. En la fotografía puede apreciarse en la parte superior izquierda un rotor con jaula de aluminio de barras inclinadas, en la parte superior derecha uno con barras rectas de cobre. En la parte inferior derecha un rotor de barras desalineadas y en la parte inferior izquierda el corte de un anillo de cortocircuito de aluminio fundido. En los rotores que operan apoyados sobre cojinetes de deslizamiento, el efecto de la película de aceite que separa al eje del metal blanco debe ser considerado tanto en la medición como en el análisis.

Características constructivas del estator Estator con devanado excéntrico: En un estator devanado excéntrico, las bobinas de cada fase están superpuestas sobre las bobinas de otra fase. Cada fase está a la misma distancia del centro del motor, y el campo magnético del rotor afecta todas las tres fases de igual manera.

La separación de las curvas se asocia a cortos de espiras o entre fases.

Gráfica RIC de estator con devanado excéntrico

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Influencias externas Existen factores que pueden afectar el magnetismo residual de un rotor, tales como la prueba Hi-Pot (High Potential Testing) o trabajos de soldadura realizados en la vecindad del motor.

Selectividad por ajustes de corrientes de pickup y por conteos en seccionalizadores electrónicos ABB ABB - Bolivia

Seccionalizadores electronicos AutoLink

Si este caso se presentara, resulta útil hacer funcionar el motor por un corto período a fin de recuperar el magnetismo del rotor.

Consejos al medir RIC Para realizar la prueba RIC se requiere paciencia. Algunas pruebas pueden durar hasta 45 minutos dependiendo de la cantidad de polos, ángulo de paso y si el motor está acoplado. La prueba RIC debe realizarse antes que cualquier otra prueba que incluya inyección de voltaje ya que afectará al magnetismo residual del rotor. El mejor perfil se obtendrá al hacer rotar el motor los 360 grados. Se debe tener cuidado al ubicar la posición del rotor, ya que desplazamientos fuera de ángulo pueden dar origen a fallas de diagnóstico. Para motores de 6 o más polos, se recomienda utilizar niveles digitales para la ubicación correcta del ángulo. Cuando se realiza la prueba en los 360 grados, las amplitudes al principio y final de la prueba podrían no coincidir. Si se sospecha de problemas en el rotor, se recomienda hacerlo funcionar por un corto período y volver a realizar la prueba.

Bibliografía 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

History of motor testing, The Snell Group, Don Donofrio, Webminar. Condition Monitoring and Fault Diagnosis of Electric Machinery, Dr. Hamid A. Toliyat, 2002, Motores de inducción, Técnicas de mantenimiento predictivo, Oscar Duque & Marcelo Pérez, 2005. Introducción al MCEmax, Curso de entrenamiento, PdMA Corporation, 2012. Ibero American Rep Training, PdMA Corporation, 2012. Workshop Presentation, PdMA Corporation, 2012. A survey of faults on induction motors in offshore oil industry, petrochemical industry, gas terminals and oil refineries, Olav Vaag Thorsen, IEEE, 1995 Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad, John Moubray, 2004

Autor Dennis Espinoza Analista de Vibraciones CAT-III, Termógrafo Nivel II Es Fundador y Gerente General de VIBROBAL – Ingeniería de Vibraciones y Mantenimiento. Tiene más de 15 años de experiencia en el campo del Mantenimiento Predictivo y Proactivo de equipos rotativos utilizando las técnicas del análisis de vibraciones, balanceo de masa, alineación láser, termografía infrarroja, ultrasonido propagado por aire & estructuras y evaluación estática & dinámica de motores eléctricos en una variedad de industrias. Email: [email protected] • URL: www.vibrobal.com

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El AutoLink es un seccionalizador electrónico reseteable y programable. Se utiliza en redes de distribución aéreas de Media Tensión (MT), trabajando en conjunto con un reconectador o un interruptor con capacidad de recierre, que debe instalarse aguas arriba de los AutoLink. Se instala en bases portafusibles del tipo estándar, pudiendo reemplazar a un fusible de MT. La función del AutoLink es la de seccionalizar un circuito. La operación de apertura y/o cierre del circuito debe realizarse sin corriente circulando por la línea, ya que el AutoLink es un equipo que no posee capacidad de corte, ni medios para extinguir el arco eléctrico. El AutoLink está compuesto por un tubo metálico con un contacto superior y un contacto inferior, sensores de corriente, un dispositivo de disparo y una placa electrónica con la lógica necesaria para su operación. Adicionalmente, es un equipo auto alimentado que mediante un transformador de corriente obtiene la energía de la línea. Un segundo transformador mide el valor de la corriente y lo compara con el valor de pickup seteado, que está comprendido entre 6A y 215A . El valor de corriente seteado en el AutoLink debe ser inferior al valor de corriente de falla, para garantizar que al haber una falla y realizar el reconectador el recierre, el AutoLink se excite y pueda realizar un conteo. El segundo parámetro que se setea en el AutoLink es el número de conteos, con ajustes entre 1 y 4 conteos, al llegar al conteo seteado el equipo abrirá durante el tiempo de línea muerta.

Seguridad y eficacia Cuando se presenta una falla, el AutoLink y el reconectador aguas arriba detectarán esta falla. El AutoLink permanecerá en su estado cerrado y el reconectador completará su temporización y disparará. Cuando esto ocurre la corriente en el circuito (y por ende la corriente que circula por el AutoLink que permanece cerrado), cae a cero. Este estado de corriente cero permanecerá durante todo el tiempo muerto del ciclo de recierre y el AutoLink también mide esta corriente cero e incrementa su contador. Si se trató de una falla transitoria, cuando el reconectador cierra, la falla desaparece y no habrá más corriente de falla circulando, con lo cual el reconectador no continúa con su ciclo de recierre y AutoLink no se excitará, no seguirá incrementando su contador y no habrá disparo del mismo. Por el contrario, si la falla fuese permanente, cuando el reconectador cierra, la corriente de falla vuelve a presentarse y el AutoLink vuelve a excitarse. Transcurrido el tiempo de falla el reconectador abre y la corriente cae a cero y el AutoLink cuenta 2 (dos). Este proceso se repite hasta que el AutoLink alcanza el conteo seteado y cuando esto ocurre se dispara, descalzándose de la base y abriendo por gravedad el circuito en el tiempo muerto de reconectador. En el siguiente cierre del reconectador, la falla habrá sido despejada por el AutoLink y el resto del circuito quedará en servicio.

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Utilización del AutoLink con un reconectador o un interruptor con capacidad de recierre aguas arriba del mismo

Condiciones necesarias para poder realizar una selectividad por ajuste de corrientes de pickup

El AutoLink debe utilizarse con un reconectador o un interruptor con capacidad de recierre aguas arriba del mismo. Esto se debe a que el AutoLink tiene que cumplir con dos condiciones para operar: medir una corriente por encima del valor de pick-up seteado y luego medir corriente cero que se presenta cuando el reconectador abre el circuito.

El AutoLink no dispone de curvas de protección y no debe ser coordinado por curvas de protección de relés aguas arriba o aguas abajo del mismo. Solamente mide corriente de pick-up y mide y cuenta corriente cero.

Si el AutoLink se setea en 1 conteo, se tendría una funcionalidad similar que un fusible estándard de MT, ya que ante la ocurrencia de una falla, ya sea transitoria o permanente, con la primer apertura del reconectador, el circuito quedará abierto, sin poder discriminar entre estos dos tipos de fallas.

El AutoLink debe ajustarse al menos con 2 conteos para poder despejar la falla transitoria con el ciclo de recierre. Este ajuste de conteos debe estar por debajo del número de recierres programados en el reconectador. Usualmente los reconectadores se ajustan en 3 recierres, lo cual no nos deja margen para instalar AutoLinks en cascada y que sean selectivos.

Por esta razón el AutoLink debe ser utilizado con al menos 2 conteos, ya que se requiere que con el primer conteo se despejen las fallas transitorias.

En esta condición la única forma de instalar AutoLinks en cascada es realizando una selectividad por corriente de pick-up. En redes de distribución aéreas de MT donde se presenten valores de corriente de cortocircuito comprendidos en el rango de ajuste de corriente de pick-up del AutoLink (6A a 215A), se pueden setear los mismos con un mismo número de conteos y haciendo la selectividad en cascada por corriente de pick-up. Ante fallas lejanas a la fuente, menor será la corriente de falla y en estas condiciones se setea el AutoLink más cercano a la misma para que realice un pickup con ese valor y los AutoLinks que se instalen aguas arriba tendrán un valor de pickup más elevado, evitando así que estos equipos aguas arriba realicen conteos y lleven a una apertura del ramal completo. Cada AutoLink se debe ajustar con un valor de corriente de pickup levemente inferior al valor de corriente de falla en el punto de instalación, de esta forma se logra una selectividad por corriente y se pueden instalar más equipos mejorando los índices de calidad de la red, los costos operativos y la facturación por energía no suministrada.

Cálculo de corrientes de cortocircuito en distintos puntos de la red

Condiciones necesarias para poder realizar una selectividad por ajuste de conteos

La corriente de cortocircuito en una red de distribución de MT depende de la impedancia de la falla y de la impedancia propia de la línea. En líneas aéreas muy largas, se pueden presentar situaciones donde el valor de corriente de cortocircuito en distintos puntos de la misma sea diferente y escalonado en función de la distancia a la falla, a razón de menor corriente de falla a mayor distancia a la falla.

Si las condiciones anteriores no pueden ser cumplidas por presentarse valores de corriente de falla por encima del máximo valor de ajuste de corriente de pickup del AutoLink (215A), en todos los puntos de la red, la única opción para realizar una selectividad es por conteos y para ello se debe poder disponer de un ajuste en el reconectador de al menos 4 recierres.

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Conclusiones Para un mismo nivel de tensión, con un solo modelo de AutoLink se pueden aplicar estas soluciones, teniendo la empresa distribuidora un stock más eficiente y mejor aprovechado. La misma discriminación que realiza el reconectador respecto de corrientes de inrush, la realiza el AutoLink garantizando la no operación por estas corrientes. En redes de distribución rurales se elimina el peligro de incendio por el reemplazo del AutoLink por fusibles ordinarios, siendo que el AutoLink opera con corriente cero y no hay quema del elemento conductor como es el caso de los fusibles. Se tiene una mejor coordinación de la respuesta ante fallas, eliminando los cortes de suministro en determinados clientes por fallas del tipo transitorias que representan aproximadamente el 80% de las fallas que se presentan en redes de distribución aéreas de MT. Se tiene un mejor aprovechamiento de las posibilidades de ajuste disponibles en el AutoLink que permite poder aplicar el AutoLink en más ramales, tener mejor segregación de consumos y contando con la ventaja de poder discriminar entre fallas transitorias y permanentes, mejorando notablemente los índices de calidad de servicio (SAIDI, SAIFI) de las empresas distribuidoras. Se puede aprovechar más y mejor el AutoLink, ya que se trabaja aguas abajo del reconectador, con un ajuste fijo del mismo en cantidad de recierres, que permite optimizar la aplicación para poder disponer de más circuitos protegidos y controlados por AutoLink sin afectar la selectividad y coordinación que se tiene entre el reconectador y la red de distribución aguas arriba del mismo, su correspondiente SE y la red de AT.

Vamos al Límite de Calidad para Asegurar Profesionalismo de Ingeniería y performance Insuperable a Nuestros Clientes, POR QUE PAGAR MAS POR MENOS…!! PROYNET - GND

PROYNET, con patente Europea, lanza su nuevo, revolucionario y único electrodo magneto activo para sistemas de puesta a Tierra desarrollado con materias primas de primera calidad que aseguran el ÉXITO en sus proyectos eléctricos de Baja , Media y alta Tensión. Hoy queremos dar a conocer nuestros equipos que superan altamente a los actuales en el mercado nacional en cuanto a desempeño en condiciones de estrés máximo, eléctrica y mecánicamente. Lo logramos gracias a nuestro equipo de Ingenieros altamente calificados que se dedican a Investigar las diferentes aplicaciones y sistemas eléctricos en toda la región estando posicionados hoy en Bolivia , Chile y Perú, con mas de 800 casos de éxito. Motivados por las exigencias y por las malas prácticas de algunos integradores, incluso de otros marcas alternativas, es que ponemos a disposición de Uds. cursos de capacitación de TierraFisica® y MagnetoActivo® para que pueda decidir sus futuras inversiones.

“Ing. Andres Pablo Poric es ingeniero electricista formado en la universidad de Buenos Aires, desempeña actualmente funciones como Gerente de Producto para la división Outdoor de Media Tensión en la empresa ABB de Argentina y sus responsabilidades incluyen la promoción, la comercialización y el soporte técnico a clientes en la región Latinoamerica.”

Sus proyectos los estudiamos y evaluamos para entregar así el máximo apoyo en el diseño de sus sistemas de puesta a tierra con la más alta confiabilidad y respaldo. Mantenemos distribuidores con los cuales podrá recibir información, asesoría, integraciones y post-venta, todo con el soporte y constante trabajo de ingenieros eléctrico. Entre las innovaciones, presentamos nuestro revolucionario sistema de contacto de superficie "RuggedMetal®" que consiste en multiplicar geométricamente la superficie de contacto con la tierra. Otro importante avance es que las soldaduras de consolidación son 100% de cobre, eliminando por completo la oxidación por efecto del par galvánico, entregando una baja resistencia aprovechando las características de este noble material altamente conductivo. Marcas alternativas utilizan soldaduras de estaño con un baño de cobre o pintura o sencillamente estructuras de acero cobrizadas que en régimen permanente de alta exigencia producen que las uniones se fundan o se separen con facilidad.

AVISO PERMANENTE Las siguientes EMPRESAS que estan en MORA por publicidad en la revista ELECTROMUNDO, agradeceremos ponerse en contacto con el COLEGIO DE INGENIEROS ELECTRICISTAS Y ELECTRÓNICOS DE LA PAZ, Tel.: 2370434. ARTAXX

Ing. RAMIRO LIMA



GERENTE GENERAL

CONSTRUCTORA J&M

Ing. JAIME MAMANI



GERENTE GENERAL

IEC

Ing. JOSÉ LUIS AGUILAR



GERENTE GENERAL

FORSILIT



Sr. DANIEL DUTRA

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GERENTE GENERAL

NORMA ELECTRICA: Los electrodos magneto activos proynet responden a los que en la norma americana corresponde a denominación CEE (concrete encased electrode) la cual se especifica en la norma NEC 250. De igual forma el producto introduce capacidades de seguridad especificadas en normas IEEE80, NB277 y STD. 146 libro verde.

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QUE ES EL ELECTRODO PROYNET-GND? Los electrodos Magneto activos proynet utilizan las estructuras aledañas a su instalación para proporcionar un sistema de puesta a tierra eficiente que cumple con: • • • • •

Baja resistencia de puesta a tierra. Gran conductividad tanto eléctrica como térmica. Unidireccionalidad hacia el planeta tierra. Mayor durabilidad por su composición de 100 % cobre. Excelente cobertura de contacto con cualquier tipo de terreno.

De esta manera la resistencia presentada por el sistema estará determinada por las masas y estructuras que se encuentren construidas en el terreno. El electrodo proporcionara un punto que permitirá drenar a terreno las cargas de todos los sistemas eléctricos que se conecten a él sin producir dispersión hacia las estructuras ya que es un sistema unidireccional. Adicionalmente la unidireccionalidad no permite realimentación de gradientes expuestos en el terreno por efecto de sistemas eléctricos ajenos al sistema que se proteja.

• • •

Garantía del electrodo magneto activo es de 10 años. Conexión equipotencial entre electrodos ( seguridad para trabajar mantención ) Impedancia baja y permanente a tierra menor o igual a 5 Ohm

INSTALACION DE UN ELECTRODO GND50 PARA EL AEROPUERTO EL ALTO PROTECCION DE DATA CENTER DE COMUNICACIONES Cliente:

AASANA

Modelo de Electrodo:

GND-50

Lugar de instalación:

Instalaciones Aasana Aeropuerto

Departamento o Región:

El Alto La Paz – Bolivia

Tipo de Masa:

Piso Radial

Terreno:

Rocoso

Medida Obtenida:

2.17 ohm

Encargado de la instalación:

CONVOZ

BIBLIOGRAFIA 1.1 Ufer , H.G. – “Investigation and testing of footing type grounding Electrodes for electrical installations” – IEEE trans. Paper #63-1505 1.2. Preminger, Julius. "Evaluation of concrete electrodes" IEEE trans. on industry applications. VOL IA-11. N°6 Nov-Dic 1975. 1.3. Fagan, E; Lee, Ralph. "The use of concrete enclosed reinforcing rods as grounding electrodes". IEEE trans. on industry and general application, VOL IGA-6 N°4, Jul-Oct 1970. 1.4. Harding, G. y Harris, A. "Some engineering objections to using reinforcing steel as grounding electrodes" IGA group annual meeting. Chicago, Illinois. Oct 1970. 1.5. Thapar, Baldev ; Ferrer, Omar y Blank, Donald. "Ground resistance of concrete foundations in substation yard", IEEE trans. on power delivery, VOL5 N°1 . Jan. 1990. 1.6. Morales, Pedro. "Uso del acero estructural y de refuerzo como sistema de puesta a tierra para equipos electrónicos". Informe final de pasantía, universidad Simón Bolívar, Caracas. Feb. 2008. 1.7. IEEE 1100. "IEEE recommended practice for powering and grounding electronic equipment". 2005. 1.8. IEEE 142. "IEEE recommended practice for grounding of industrial and commercial power systems" Green book 1991. 1.9. Grcev, Leonid. "Impulse efficiency of ground electrodes" IEEE trans. on power delivery. VOL 24 N°1. Jan-2009. 1.10. NEC 250 "The grounding electrodes systems" 2011.

CASOS DE EXITOS: Estamos en las principales industrias del país, porque conocemos la exigencia de cada una y el profesionalismo de toda su cadena de producción y entregamos un producto que permite a nuestros clientes contar con las siguientes ventajas • • • • • • • • • •

Productos estándar dimensionados por niveles de potencia que se desea proteger. 100 % cobre electrolítico eliminando efecto par galvánico. Contactos unidireccionales. Puntos para conexiones en cascada seguros y fáciles de maniobrar. Efecto capacitivo para drenar a nivel de subsuelo. Mayor capacidad para disipar la energía calórica provocada por fallas o eventos naturales. Menor ocupación de área en terreno para su despliegue. Menor costo de implementación al no tener que disponer de un gran espacio físico para su instalación, contrario a los sistemas tradicionales. Es transportable en caso de ser necesario el retiro por traslado o necesidad técnica. No requiere mantención de ningún tipo y al ser así se disminuyen los costos operativos durante el paso del tiempo.

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Av. Busch Nro. 1173 - Edif.: EL COLIBRI, Mezaninne Of.4,  Telf.: 2-2225354 - Cel.: 70553952 [email protected] La Paz -Bolivia

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NOJA POWER® AMPER SRL. Jhony Roque / Pre-Ventas-Proyectos

La integración a la tecnología móvil celular permite a las empresas distribuidoras eléctricas comunicarse con el RC15 a través de largas distancias bajo la red de comunicaciones de celular para operar e interrogar el Reconectador, cambiar ajustes o descargar nuevos firmwares. La comunicación a larga distancia es un requerimiento clave para la implementación de redes inteligentes, particularmente para lugares lejanos. Adicionalmente, la conectividad celular permite que el RC15 se integre automáticamente con los sistemas SCADA y la app de NOJA Power instalada en equipos Apple iOS o Android.

Conectividad Wi-Fi El cubículo RC15 incorpora conectividad Wi-Fi. El cubículo soporta la versión del protocolo Wi-Fi 802.11n que opera en bandas de 2.4-GHz y tiene un rango de hasta 50 metros. La conectividad Wi-Fi permite que el personal de mantenimiento se pueda comunicar con el cubículo RC15 sin tener que escalar los postes en los que está instalado el equipo. Esto es una ventaja porque mejora la seguridad, especialmente en condiciones ambientales adversas. La conectividad Wi-Fi permite que el cubículo RC15 se integre automáticamente con la app de NOJA Power instalada en equipos Apple iOS o Android y además permite a equipos basados en subestaciones integrarse a la red local (WLAN) de la subestación para acelerar la configuración o actualización de software.

NUEVO Y MEJORADO CUBICULO DE CONTROL RC-15 PARA RECONECTADORES NOJA POWER ALTA TECNOLOGIA EN COMUNICACIONES NOJA Power introduce al mercado nacional el cubículo de control y comunicaciones RC15 para la serie de Reconectadores Automáticos de Circuito OSM. El RC15 está basado en el comprobado cubículo RC10 que está instalado en miles de lugares alrededor del mundo, pero se caracteriza por la nueva tecnología móvil celular, conexión Wi-Fi y GPS. El RC10/RC15 es un Control de Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA) que soporta la versión del relé 1.15, la última versión del firmware para los reconectadores de la serie OSM, cabe destacar que las actualizaciones de firmware que se van lanzando son completamente gratuitas además de fácil instalación en sitio.

App Reconectador Noja Power La App del reconectador NOJA Power está diseñada para interactuar con el cubículo de control y comunicaciones RC10/RC15 del reconectador NOJA Power, mediante conexión Wi-Fi. Cuando se habilita la comunicación inalámbrica del módulo relé 15, la aplicación del reconectador se conecta con el control para interrogación y control remoto del equipo.

Modem 4G

La Aplicación permite a los operarios de la línea leer corriente y voltaje de fase, frecuencia, potencia, factor de potencia, dirección del flujo de potencia y mediciones de energía. Adicionalmente, la App también le permite al técnico controlar las funcionalidades del Reconectador tales como Disparo/Cierre, Local/Remoto, Protección activa del grupo, Protección On/Off, Autorecierre On/Off, Línea viva On/Off y Falla a tierra On/Off, entre otras. Reciente mente la App se actualizo para ser usada con unidades Mono-Tripolares, cuando trabaja con un reconectador Mono-Tripolar, el operario de la línea puede usar la App para el disparo o cierre de cada una de las fases de un sistema Trifasico por medio de cada fase individualmente. El cubículo de control RC15 incorpora tres actualizaciones importantes con relación al RC10 que está embebida en el módulo relé 15. La primera es la integración con tecnología celular que soporta 2G (como GSM), 3G (UMTS) y 4G (LTE) de todas las asignaciones del espectro estándar en todo el mundo. El modem celular puede ser conectado con dos antenas Yagi para mejorar la recepción.

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Modulo GPS El cubículo RC15 incluye GPS que permite a los técnicos confirmar la posición del Reconectador – a través de una antena externa para mejorar la señal de recepción – por medio de la red celular, antes de operar el equipo. Adicionalmente, el GPS del cubículo RC15 provee mapeo de coordinación que puede ser utilizado para mapeos automáticos en sistemas SCADA. El localizador GPS incorpora una señal de reloj precisa que

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permite sincronizar el tiempo de los reconectadores con diferencias de +/-10 microsegundos. Esto es una ventaja para los ingenieros porque simplifica la clasificación (coordinación de las operaciones de recierre) de los Reconectadores instalados a lo largo de una misma red de alimentación eléctrica. Adicionalmente, operaciones sincronizadas permite que los Reconectadores registren eventos con estampa de tiempo precisa para un posterior análisis. Una integración estándar en redes celulares, Wi-Fi y GPS asegura que las funcionalidades del cubículo RC15 puedan ser fácilmente accedidas y rápidamente configuradas usando el software CMS de NOJA Power. Esto no era posible cuando la tecnología de comunicaciones estándar fue agregada al cubículo RC10. CMS es una herramienta de configuración que permite a los técnicos cargar información de comunicaciones SCADA de los Reconectadores serie OSM. El cubículo RC15 también se caracteriza por tener un mejorado modulo SIM – la interface entre el OSM y el cubículo RC15 y el administrador de energía para el módulo relé 15. El modulo SIM ha sido mejorado para proveer más energía al módulo relé 15 para abastecer los equipos de comunicación adicionales mientras los clientes pueden instalar más radios módems si se requieren.

Convertidores de propósito general de Compatibilidad Total ACS580 ABB - Bolivia

El ACS580 es un convertidor de frecuencia de propósito general ABB de Compatibilidad Total, con equipos de montaje en pared y módulos de convertidor para instalaciones en armario. Hace sencillo lo complicado, para controlar los procesos de manera eficiente. El convertidor de frecuencia controla una amplia gama de aplicaciones en diferentes sectores, y aun así requiere muy poca configuración y tiempo de puesta en marcha. El menú de ajustes principales del panel de control con asistentes es el camino más rápido e inteligente para la puesta en marcha del convertidor de frecuencia y después pasar a la acción. Todas las características básicas están integradas de serie, lo que reduce la necesidad de hardware adicional y simplifica la selección del convertidor de frecuencia. El convertidor de frecuencia está listo para el control de bombas, ventiladores, cintas transportadoras, mezcladoras y muchas otras aplicaciones de par constante y variable.

La serie de convertidores para montaje en pared Los convertidores de frecuencia para montaje en pared están disponibles en IP21, así como en IP55 (UL Type 12), un grado de protección diseñado para aplicaciones expuestas a polvo, humedad, vibraciones y otros ambientes hostiles. La protección IP55 altamente compacta en todo el rango de potencias se ha optimizado para adaptarse a las dimensiones de los convertidores IP21, con solo un incremento en la profundidad. El convertidor IP55 ofrece ahorros significativos en espacio, mantenimiento, diseño, coste de materiales, así como en el tiempo de configuración y puesta en marcha.

La serie de módulos de convertidor

AMPER SRL es distribuidor de NOJA Power para Bolivia, con más de 25 años de experiencia en el área eléctrica ofreciendo soluciones de alta calidad y disponibilidad para cada requerimiento. Contamos con ingenieros capacitados en fábrica para brindar asistencia técnica a los ingenieros protección, planificación y personal técnico liniero. Tenemos presente que los reconectadores son un producto de alta tecnología y desarrollo constante, que amerita una continua capacitación nuestra y hacia nuestros clientes. Se han vendido en el mercado local cientos de Reconectadores con excelentes resultados, siendo el común denominador la satisfacción del personal encargado del montaje y operación del mismo. Es notoria la vanguardia del desarrollo de ingeniería que NOJA nos ofrece, físicamente la calidad y certificaciones de seguridad del acabado del reconectador es excelente, el desarrollo de software y aplicaciones tiene continuas actualización de mejora y nuevas funcionalidades que facilitan la labor de los ingenieros de campo.

Representante de: AMPER S.R.L. es distribuidor de NOJA Power para Bolivia, con más de 25 años de experiencia, en el área eléctrica, ofreciendo soluciones de alta calidad y disponibilidad para cada requerimiento, contamos con ingenieros capacitados en fabrica para brindar Soporte, Asistencia Técnica a los Ingenieros, protección, planificación y personal técnico liniero. Tenemos presente que los reconectadores, son un producto de alta tecnología y desarrollo constante que amerita una continua capacitación nuestra y hacia nuestros clientes.

El módulo de convertidor ACS580 para instalaciones en armario amplía la eficiencia energética sin esfuerzo y la simplicidad de funcionamiento a un rango de potencias más amplio. El módulo cuenta con una construcción IP00 robusta, un sistema avanzado de pedestal y rampa para una instalación en armario fácil y rápida, lo que reduce el tiempo de configuración y puesta en marcha. Como todas la características básicas están integradas de serie en el módulo de convertidor, se reduce al mínimo la necesidad de componentes externos, cableado adicional y requisitos de espacio.

La serie de convertidores instalados en armario El diseño compacto de armario "todo incluido" ofrece a los usuarios conexiones armonizadas y funciones de seguridad integradas. Los convertidores instalados en armario incluyen de serie un grado de protección IP42 y el panel de control asistente. ¿Y si necesita aún más flexibilidad? Elija entonces el siguiente miembro de la familia de Compatibilidad Total: los convertidores de frecuencia industriales ACS880. Los convertidores de frecuencia comparten las mismas opciones e interfaces de usuario, lo que le permite aprovechar el conocimiento obtenido con los convertidores de frecuencia ACS580. De ese modo sigue ahorrando tiempo. Ahorrar tiempo en el negocio significa ahorra dinero y mejorar el beneficio potencial. Lo simple es hermoso. Y ahora, también beneficioso.

Jhony Roque / Pre-Ventas-Proyectos Extraído de documentos técnicos NOJA POWER.

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Compatibilidad Total El convertidor de propósito general ACS580 forma parte de la familia de convertidores de frecuencia de Compatibilidad Total de ABB y estotal de ABB y está diseñado para ofrecer no solo un convertidor técnicamente compatible, sino una solución de Compatibilidad Total para el personal, los procesos, los negocios y los objetivos medioambientales.

•

Todos los convertidores son testeados en producción - a temperatura máxima - con cargas nominales - con pruebas completas de rendimiento y todas las funciones de protección con motores

Reducción del coste del ciclo de vida •

El coste de compra de un convertidor supone sólo una fracción de lo puede ahorrar un convertidor durante su ciclo de vida - -

Ahorro de energía obtenido con el control mediante convertidor Reducción de los costes de explotación y mantenimiento

Fácil de seleccionar e instalar •

El concepto “todo incluido” simplifica la selección del convertidor y su instalación, ahorrando tiempo y dinero.

•

Disponibilidad global de existencias asegurada por ABB y sus distribuidores.

Fácil de poner en marcha y utilizar •

No es necesario conocer parámetros ni utilizar ningún lenguaje de programación

• Configuración rápida asegurada mediante - el menú de ajustes principales con asistentes integrados - macros de control predefinidas • Puesta en marcha y monitorización inalámbricas del convertidor - con panel de control asistente Bluetooth opcional Alta calidad fiable y consistente •

Durabilidad y fiabilidad mejoradas en condiciones ambientales hostiles - tarjetas barnizadas de serie en convertidores y todas las opciones

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