REVISTA CIER

www.cier.org.uy Revista CIER Nº 57 - Diciembre 2010

COMISIÓN DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL

CIERREVISTA

Revista CIER Nº 57 - Diciembre 2010

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ContenidoEditorial ................................................................................................................... 2 • Recuperación de Clientes Mediante el SADE, Sistema de Autoadmi- nistración de Energía (Prepagos)..................................................................... 3 Roberto Cáceres, Ariel Miner, Pamela Cáceres / La Cooperativa, Empresa Eléctrica de Godoy - ARGENTINA

• Valoración Técnica y Económica del Impacto de Penetración de Generación Distribuida a través de Energía Solar Fotovoltaica............................................7

Marcos Facchini, Federico Morán / Universidad Nacional de San Juan Víctor Doña / Cámara de Diputados de la Provincia de San Juan ARGENTINA

• Gestión de Activos Centrada en la Confi abilidad. Estudio de Caso ............... 15 Carlos Rodelo Rueda, Daniel Rondón Almeida / SIEMENS S.A. - COLOMBIA

• Mantenimiento de Seccionadores Tripolares Rotativos de 33 kV, en la ET de la Ciudad de Olavarría .............................................................................. 26 Carlos Arata, Mariano Manno / ELESA S.A.; Gustavo Corso / COOPELECTRIC- ARGENTINA

• Derrames de Aceites Provenientes de Cables Eléctricos Subterráneos. Evaluación de Riesgo a la Salud Humana y Criterios de Remediación ......... 31 M. Gotelli, A. Lo Balbo, L. Signorini, C. Gotelli / Centro de Investigaciones Toxicológicas S.A.; R. Casas, S. Feliciani / EDENOR S.A. - ARGENTINA

• Sistemas para la Protección contra Incendios en Subestaciones .................. 37 Miguel Correa, Roberto Licursi / EDESUR S.A.; Guillermo Ureta / UCA COLOMBIA

• Nuevas Exigencias y Aplicaciones de Comunicaciones para la Protección de Microrredes................................................................................................. 44 Rafael Quintanilla, José M. Yarza / ZIV P+C, SL - BRASIL

• Experiencia en el Uso de Aisladores Poliméricos en Zonas de Alta Contaminación................................................................................................. 52 Iván Mari Loardo / Red de Energía del Perú S.A. - PERÙ

• Puenteado de Botas de Retención en 66 y 132 kV ........................................ 56 Julio Bertot, Roberto Miranda, Equipo Lat. Zona Sur / TRANSPA S.A. ARGENTINA

• Hidrología Operativa Aplicando un Sistema de Gestión Integrado ................ 62 Julio Patrone, Álvaro Plat, Guillermo Failache / U.T.E. - URUGUAY

• Operación Óptima de los Embalses en Cascada de Mazar y Amaluza y su infl uencia en el Sistema Eléctrico Ecuatoriano ............................................... 73 Marco Alzamora / Centro Nacional de Control de Energía - ECUADOR

• Aterramento temporário para linhas de transmissão: análise da segurança humana ........................................................................................................... 83 Wagner Eustáquio Diniz / RITZ ; Mário Fabiano Alves / PUC Minas BRASIL

R E V I S T A C I E RNº 57 - Diciembre 2010

Presidente de la CIERCr. Alejandro PerroniUTE - Uruguay

VicepresidentesIng. Pablo CobCNFL - Costa Rica

Ing. Mario DonosoCGE Distribución - Chile

Director EjecutivoIng. Plinio FonsecaBrasil

Redacción y Administración en Secretaría Ejecutiva de la CIERBlvr. Gral. Artigas 1040(11300) Montevideo - UruguayTel.: (+598) 27090611*Fax: (+598) 27083193Correo electrónico: [email protected]@cier.org.uyInternet: http://www.cier.org.uy

Queda autorizada la reproduc-ción total o parcial haciéndose mención a la fuente.

Diseño y Diagramación: Lic.Lilián Rué

Foto de tapa: Capacitación “in situ” - Trabajo: Recuperación de Clientes mediante el SADE, Sistema de Autoad-ministración de Energía (Prepagos) - La Cooperativa, Empresa Eléctrica de Go-doy Cruz - Argentina


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Editorial

EditorialCapacitación CIER: Desarrollo del capital humano y efi ciencia para

empresas del sector eléctrico

disponer de empleados califi cados, que desarrollen habilidades y aptitudes que les permitan lograr un mejor desempeño y adaptación a futuros cambios en las exigencias del entorno.

A través de la capacitación, las empresas obtienen mayor rentabilidad, el personal se identifi ca con los objetivos de la institución, se incrementa la productividad y calidad del trabajo, se agiliza la toma de decisiones y resolución de problemas, y se promueve la comunicación en toda la Organización, entre otros logros.

Es claro que la capacitación benefi cia tanto al trabajador como a la empresa, constituyendo una inversión que le permitirá a la compañía enfrentar los retos del futuro, contribuyendo al logro de sus metas y estrategias.

Desde sus inicios la CIER se ha preocupado por la preparación y perfeccionamiento del capital humano dedicado al sector eléctrico, a través de actividades como ser seminarios, congresos y talleres, realizados en la Región, focalizando en aquellos temas de interés y actualidad identifi cados en cada área de negocios CIER: generación – transmisión – distribución – comercialización – áreas corporativas.

Para el 2011 la Comisión ofrece un amplio cronograma de congresos y seminarios en temas de medio ambiente, sistemas eléctricos de potencia, mantenimiento, energías renovables, trabajos con tensión, seguridad, pérdidas, regulación, relacionamiento con clientes y nuevas tecnologías.

Como principios básicos del aprendizaje, la CIER, a través de cursos presenciales, apuesta al intercambio de experiencias y participación activa de los asistentes, recibiendo una importante retroalimentación que sirve de base para planifi car futuras actividades. Cursos desarrollados por la CIER en distintos países de Latinoamérica permitieron que 400 profesionales y técnicos del sector recibieran capacitación durante el 2010.

La innovación tecnológica de la que hemos sido testigos sobre todo en la última década y principalmente a nivel de las tecnologías de comunicación, ha llevado a la CIER a incorporar nuevas técnicas de capacitación

a través de cursos a distancia, incrementando la asistencia y el alcance, facilitando el acceso a la formación para profesionales y técnicos, sobre todo aquellos que laboran en regiones alejadas de los centros de formación. Solo durante el 2010, 250 alumnos recibieron este tipo de capacitación en CIER.

A través de estas actividades, ya sea en modalidad presencial o a distancia, los participantes reciben el conocimiento de destacados expertos y profesionales de amplia trayectoria en el sector, lo que les permite adquirir conocimientos teóricos, que se complementan con la simulación y análisis de casos prácticos.

A nivel de resultados, podemos decir con orgullo que estos han sido muy alentadores, alcanzando importantes niveles de satisfacción.

Para este año la CIER dictará cursos en temas de marketing, tarifas eléctricas, riesgos y fi nanciación de proyectos, salud y seguridad, gestión socialmente responsable, proyectos de inversión, pérdidas, relacionamiento con los clientes, regulación, efi ciencia energética y mantenimiento.

Paralelamente, la Comisión trabaja a demanda con

empresas interesadas en capacitación “in company”, planifi cando y presentando propuestas a pedido según las necesidades específi cas de las compañías, lo que evidencia la confi anza generada por la CIER como agente de capacitación en el sector energético de la Región.

Como es el estilo de nuestra Institución, seguiremos considerando las necesidades del sector eléctrico, apoyando el crecimiento y perfeccionamiento profesional de quienes laboran en él para que desempeñen su labor con mayor efi ciencia y calidad. De esta forma la CIER apoya el desarrollo del capital humano de las empresas, factor determinante para el cumplimiento de los objetivos de toda Organización.

Ing. Plinio FonsecaDirector Ejecutivo de la CIER

La competitividad y efi ciencia empresarial son factores claves a la hora de defi nir la supervivencia y el futuro de las organizaciones. En este contexto la capacitación y el desarrollo de los recursos humanos se hace cada vez más necesaria, como forma de


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1. Introducción

El objeto de este trabajo es transmitir y compartir la experi-encia del Area SADE de La Co-operativa, desde su creación, pero sólo desde el punto de vista de las Relaciones Humanas, de-jando de lado toda explicación técnica de su funcionamiento.

La Cooperativa factura el con-sumo de energía a sus usuarios en forma mensual, a diferencia de las otras distribuidoras que lo hacen bimestralmente. Esta metodología surgió como un modo de mantener a la mayor cantidad posible de usuarios dentro de los no deudores,

pues prácticamente el 10% de los grupos familiares de Godoy Cruz (unos 6.000) viven en bar-rios confl ictivos, teniendo en su mayoría, ingresos no periódicos. A pesar de que la posibilidad de poder cancelar una factura men-sual es mayor que una bimestral, aún sigue siendo elevada la

Recuperación de clientes mediante el SADE, Sistema de

Autoadministración de Energía (Prepagos)

Roberto Cáceres, Ariel Miner, Pamela Cáceres/La Cooperativa, Empresa Eléctrica de Godoy CruzARGENTINA

[email protected]@cegc.com.ar

[email protected]

Congreso Internacional de Distribución Eléctrica - CIDEL 201027 al 29 de septiembre de 2010

Buenos Aires, Argentina

Resumen: Cuando La Cooperativa tuvo que defi nir cómo suministrar y comercializar la energía que alimentaría a los nuevos barrios que se cons-truirían a partir de la erradicación y radicación de viviendas precarias ubi-cadas en una las zonas más confl ictivas del departamento de Godoy Cruz, Mendoza y teniendo en cuenta además que sus ocupantes tenían ingresos aleatorios, la decisión fue la implementación de un Sistema de Autoadminis-tración de Energía (SADE), típicamente conocido como medición prepaga.

Esta modalidad de suministro fue elegida considerando que existen an-tecedentes nacionales e internacionales desde hace varios años. Estas ex-periencias han demostrado sobradamente que ha sido y es la opción más efi caz para la prestación del servicio eléctrico a este tipo de usuarios, siendo benefi cioso tanto para quienes ingresarían al circuito legal de comercializa-ción (pues en su mayoría hurtaban la energía), como para La Cooperativa.

Así, después de casi tres años destinados a franquear todos los pro-blemas técnicos y tarifarios que se iban presentando, con la constante su-pervisión y apoyo del Ente Regulador (EprE), el 6 de febrero del 2006 La Cooperativa habilitó el servicio al primer barrio con SADE.

Desde dicha fecha, los usuarios tienen un alto nivel de conformidad con respecto al servicio y la Distribuidora no ha recibido ningún reclamo comer-cial por parte de ellos. En la actualidad ya son más de 700 los hogares co-nectados a través del SADE.

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN

2. RELACIONES HUMANAS DEL SADE

3. USO RACIONAL DE LA ENERGÍA (URE)

4. CONCLUSIÓN

5. REFERENCIAS 6. ANEXO

Medición Prepaga


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cantidad de vecinos que quedan fuera de la prestación del servicio.

Por ello, cuando comienza la implementación del Programa de Mejoramiento Barrial (ProMeBa) impulsado por la Nación, La Co-operativa, consciente de que el sistema convencional no funcio-naría en estos barrios, optó por el SADE, con lo que se permitiría a los usuarios adaptar el servi-cio a su condición económica variable y particular. Dicho pro-grama consistía en la radicación y erradicación de los barrios más confl ictivos.

El Epre, a través de las Reso-luciones Nº 543/03 Y 186/06 au-torizó que se instalara este tipo de medición, como una forma particular de facturación con-templada en el Reglamento de Suministro.

Como síntesis, los respon-sables del SADE llegaron a la conclusión de que, para asegurar que su implementación no fra-case y permanezca en el tiempo, se debe apoyar en tres soportes. La debilidad o falla de uno, lo hará caer a pesar de la solidez de los otros dos. Éstos son:

a) Medidores de energía pre-pagos.

b) Inviolabilidad de los datos que se ingresan al medidor a través de su teclado, que es la interface usuario-medidor.

c) Relaciones Humanas entre la Distribuidora y los usuarios.

Garantizar el funcionamiento correcto de los dos primeros as-pectos es simple, ya que sólo basta con exigir que cumplan con las normas específi cas que estén vigentes, ya sean nacio-nales o internacionales. Para el tercer soporte, el de las Relacio-nes Humanas, no hay reglas, no hay normas que seguir. Es por

ello que la esencia de este traba-jo está enfocada en este aspecto tan especial, siendo consientes que el mal desempeño de las re-laciones humanas puede llevar al fracaso del proyecto.

Para los futuros usuarios del SADE, el servicio tradicional les imponía reglas que, a priori, sabían que les serían de difícil cumplimiento (el no pago de una factura genera la suspen-sión del servicio, y la reconex-ión implica el pago de la deuda y gastos extras que se acumulan a los que no se pagaron). Ésto es un problema, tanto para ellos como para la Distribuidora. Bajo estas condiciones la distancia entre ambos se iba agrandando, ya que quienes no podían man-tener el servicio, hallaban como solución temporal el hurto, po-niendo en riesgo su vida y sus artefactos. En su totalidad, estos tipos de conexiones se realizan precariamente. Además, descu-bierto el hurto, se generan los procedimientos necesarios para su desconexión, la generación de la multa correspondiente y la confrontación entre usuarios y personal de la empresa.

Para consolidar el tercer punto, es decir, las relaciones humanas, se analizaron las ex-periencias nacionales e interna-cionales, tanto los casos en los que el SADE tuvo éxito [1], como en los que fracasó, por no tener en cuenta la importancia de ésto, y que terminaron con costos sociales muy altos para las Dis-tribuidoras y la Entidades Guber-namentales[2].

2. Relaciones humanas del SADE

Como se menciona en la in-troducción del trabajo, se desar-rollarán sólo las tareas realizadas

desde la óptica de las relaciones humanas usuarios-empresa.

Los aspectos más relevantes se pueden sintetizar en los siguientes puntos:

2.1. Previo a la habilitación

Se adquirió el sistema de Administración y Ventas, que los técnicos de La Cooperativa adaptaron al complejo sistema impositivo de nuestro país.

Lograr que los futuros usuarios tuvieran su primer contacto con el sistema, con el claro objetivo de que se debía lograr que la primera impresión fuese buena (o que por lo menos, no generase en gran rechazo). El contacto fue a través de charlas de capaci-tación realizadas en Uniones Vecinales, comedores comuni-tarios y escuelas.

Estos lugares fueron elegidos en consenso con los futuros u-suarios y con la intensión de que sintieran que no estaban frente a una imposición, sino mas bien participando en el cambio con La Cooperativa, ya que era necesa-rio inducirlos a que incorporaran al SADE con la naturalidad y el entusiasmo con el que recibían su nuevo hogar, más aún con-siderando que no podían optar por una medición convencio-nal. El objetivo se cumplió, ge-nerándose el necesario vínculo de confi anza entre los usuarios y personal de capacitación del Área SADE de La Cooperativa.

Contribuyendo a la mejora de esta relación, se garantizó que los puntos de venta instalados en la cercanía de los hogares con-tarían con un equipamiento que les permitiría realizar la compra de energía a pesar de cualquier adversidad. Ésto se logró cre-ando, dentro del Área SADE,

Medición Prepaga


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un sector de gestión y venta de energía que incluye, además, la solución de cualquier contingen-cia. Así se evita defi nitivamente toda posibilidad de la existencia de “sistema caído”.

2.2. Durante la conexión

A lo largo del periodo de ca-pacitación, el personal de La Cooperativa pudo acompañar a los usuarios en la experiencia de acceder a una mejor calidad de vida. En el momento en que éstos recibían su vivienda, los re-presentantes de la Distribuidora se encontraban allí para brindar-les todo el apoyo y respaldo en su primera interacción con el sistema de prestación del servi-cio de energía eléctrica.

Siendo consciente de que el éxito del sistema dependía del tercer componente (relaciones humanas), la capacitación in situ se convirtió en la mejor manera de garantizar dicho éxito. Con ésto se vio realizada una de las intensiones más ambiciosas: la de una atención realmente per-sonalizada para todos.

2.3. Después de la conexión

Una vez encendida la luz en cada hogar y habiendo capa-citados a los fl amantes usuarios, esta capacitación fue reforzada a través de la distribución de folle-tos con instructivos, recomenda-ciones y teléfonos de utilidad.

El SADE establece un víncu-lo “de por vida” entre el usuario y la distribuidora, pues ambos interactúan permanentemente. Por ello, el usuario debe sentir y comprobar que, a lo largo del tiempo, el sistema funcionará. La Cooperativa tiene entonces como premisa, garantizar el suministro al usuario. Así, ante cualquier problema técnico y/o

de cualquier otro índole: crédito consumido, ticket rechazado, etc., fuera de los horarios nor-males de atención, si existe un reclamo por parte de un usuario del SADE, la guardia le reanuda el servicio inclusive conectán-dolo temporalmente en forma di-recta, hasta su restablecimiento defi nitivo con la asistencia de personal especializado, pero ya dentro de los horarios normales. En otras palabras, se prefi ere de-jar el servicio habilitado a pesar de que no se le pueda cobrar lo que consuma en ese lapso, pues esto es considerado como una inversión para consolidar la bue-na opinión que sobre el SADE tenga el cliente.

Al llegar a este punto en la historia, no se dieron por con-cluidas las tareas sino que, por el contrario, se inició un nuevo camino. Por eso se permaneció en contacto con cada usuario de acuerdo a sus requerimientos e inquietudes.

Después de cada puesta en marcha del SADE, se realizaron reuniones nuevamente con to-dos los usuarios para, entre otras cosas, escuchar las experiencias que cada uno tuvo. A estas char-las siempre asistió algún repre-sentante del Epre.

3. Uso racional de la energía (URE)

Fue en estas reuniones donde se aprovechó para presentarles la Campaña de Uso Racional de la Energía (URE), ya que la em-presa tiene la convicción de que educar en este aspecto aporta valor agregado al objetivo fi nal, generando benefi cios con distin-tos alcances:

• En pequeña escala: lo que le representa al usuario una

disminución en la cantidad de consumo.

• A mayor escala: menor uso de valiosos recursos para generar energía eléctrica.

Para las reuniones de capaci-tación sobre el SADE y el URE, fue necesario implementar un incentivo para que los usuarios concurrieran a estas charlas, ya que en su mayoría, por descono-cimiento del tema, consideraban que no necesitaban asistir.

La primera reunión sirvió como experiencia para mejorar el incentivo que aumentara la canti-dad de los vecinos que asistían. En un principio se les ofrecía el transporte, ya que en las invita-ciones que se les enviaba se les aclaraba que serían buscados en sus hogares y que al fi nalizar la reunión serían llevados de vuel-ta. El resultado: nivel muy bajo de asistencia.

Para mejorar la concurrencia se propuso entonces realizar un sorteo entre quienes asistieran. Los premios consistían en tiques con kWh para que pudieran car-gar energía en sus medidores. Con este incentivo, la asistencia mejoró considerablemente, permi-tiendo llegar a un trato más directo con mayor cantidad de usuarios.

4. Conclusión

Hoy, con orgullo se puede hablar de un proyecto exitoso, ya que, desde su inicio en el año 2006, los resultados obtenidos no se apartan de los esperados. La Cooperativa pudo lograr una reiteración de patrones mundiales con respecto al SADE, es decir que se obtuvo un alto porcentaje de usuarios satisfechos, que hoy tienen servicio y en el caso parti-cular de esta Distribuidora se logró que desapareciera el hurto y que

Medición Prepaga


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no se generara ningún re-clamo comercial. En el Anexo se ilustran con fotografías las tres etapas de la capacitación: Antes, durante y después de la conexión del sistema.

Durante el 2010 una comi-sión integrada por profesionales de todas las distribuidoras de Mendoza y el EPRE trabajará

5. Referencias

[1] http://www.ceads.org.ar/ca-sos/2003/Edenor%20-%20Elec-tricidad%20Prepaga%20EDF.pdf

[2] http://colombia.indymedia.org/news/2007/05/65534.php

para determinar los aspectos regulatorios y tarifarios de este sistema de comercialización de energía, con el objetivo de ge-nerar una Tarifa específi ca en la próxima revisión tarifaria. Hasta tanto esto ocurra, la Cooperativa bonifi ca a estos usuarios con el 5% de descuento sobre la tarifa residencial que se aplica a los usuario convencionales.

6. Anexo

6.1. PREVIO A LA CONEXIÓN (1er. contacto)

6.2. DURANTE LA CONEXIÓN

6.3. DESPUÉS DE LA CONEXIÓN

Medición Prepaga


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1. Introducción

Los sistemas eléctricos se han desarrolla-do siguiendo una estructura vertical, donde los grandes centros de generación entregan su pro-ducción a los usuarios fi nales a través de los siste-mas de transmisión y de distribución de energía eléctrica.

Es conocido que las matrices energéticas mun-dial y nacional son altamente fósil-dependientes, en base al uso de hidrocarburos como el petróleo, gas natural y carbón. Estos recursos primarios convencionales y no renovables se van agotando a un ritmo cada vez mayor, en función del cre-

Resumen: En el marco del Proyecto Solar San Juan, que se viene de-sarrollando por iniciativa del gobierno de la Provincia de San Juan, se están realizando diversos estudios e investigaciones tendientes a ir resolviendo los aspectos administrativos, técnicos, regulatorios y legales a los efectos de fundar las bases para el desarrollo de la tecnología fotovoltaica (FV) en toda su cadena de valor y aplicaciones. En este trabajo se presentan avances realizados en la evaluación de parámetros técnicos (pérdidas y niveles de tensión) debidos al impacto de la inserción de generación solar distribuida a nivel domiciliario en los sistemas de distribución no aislados y conectados a red.

A efectos de valorar los parámetros técnicos indicados se describe el procedimiento empleado para modelar la demanda de consumo, la gene-ración de energía FV y la red utilizada como ejemplo. Se plantearon 700 escenarios de cálculo considerando las distintas estaciones del año, los distintos tipos de día, los distintos horarios resultantes de la modelación de la demanda y de la generación y los diversos niveles de penetración (NP) (cantidad de kWp de generación FV por vivienda) y niveles de dispersión (ND) (cantidad de viviendas con generación FV).

Finalmente se presenta un análisis de los resultados obtenidos, defi -niendo para la red de distribución utilizada los NP y ND óptimos desde el

punto de vista de las pérdidas (mínimas pérdidas) y las diferencias en el perfi l de tensión obtenido entre la situación sin y con generación FV distribuida y una valoración expeditiva de lo ahorros por disminución de pérdidas.

En una segunda etapa se avanzará en la evaluación técnico-económica respecto de la incidencia en el costo de distribución de la inserción de generación FV distribuida.

Valoración técnica y económica del impacto de penetración de

generación distribuida a través de energía solar fotovoltaica

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN

2. ANÁLISIS DE LA MODELACIÓN

3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO

4. RESULTADOS DE LAS SIMULA- CIONES

5. CONCLUSIONES

6. REFERENCIAS

Marcos Facchini, Federico Morán/ Instituto de Energía Eléctrica – Universidad Nacional de San Juan/ Víctor Doña/Comisión de Obras y Servicios Públicos – Cámara de Diputados de la Provincia de San Juan

[email protected] [email protected]

[email protected]

Congreso Internacional de Distribución Eléctrica - CIDEL 201027 al 29 de septiembre de 2010

Buenos Aires, Argentina

Generación Distribuida


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miento de población y de su bienestar. Es por ello que se vienen emprendiendo iniciativas y políticas tendientes a introducir tecnologías de generación que utilicen recursos primarios renovables, que por su carácter modular, van despertando y ha-ciendo crecer el interés y necesidad de conectar dicha generación directamente a la red de distri-bución.

Los benefi cios más importantes de la gene-ración distribuida (GD) comprenden varios as-pectos, como el mejoramiento de la seguridad de suministro, la reducción en las emisiones de gases contaminantes, la disminución de la capa-cidad y pérdidas de transporte de energía y una mayor fl exibilidad en las inversiones. Sin embar-go, existen barreras técnicas, económicas, legales y regulatorias que impiden aún el óptimo desar-rollo de la GD en los sistemas eléctricos.

Con la aparición de la GD se producen alte-raciones en las estructuras tradicionales jerárqui-cas de las redes donde la energía fl uye desde los centros de producción convencionales y concen-trados hasta los consumidores fi nales. Los im-pactos que produce la GD se deben fundamen-talmente a la modifi cación que sufren los fl ujos de potencia, teniendo en cuenta tanto su magnitud como su dirección.

Una de las energías renovables que se puede expandir como GD modular, es el uso de la energía solar FV conectada a la red. La energía FV pre-senta una naturaleza distribuida, la cual, sumada a la facilidad de instalación gracias a la modulari-dad de los sistemas, hace que su aparición en el consumo del usuario fi nal sea muy factible.

En la Provincia de San Juan se desarrolla el Proyecto Solar San Juan [1] que pretende posibili-tar la fabricación e inserción de paneles FV a nivel residencial y comercial de usuarios conectados a la red. Para ello se está abordando la resolución de distintos problemas técnicos, económicos, le-gales y regulatorios que permitan el afi anzamiento y expansión de dichas instalaciones en la red.

Entre los aspectos regulatorios a considerar se encuentra el de la evaluación del impacto del grado de penetración de energía FV en la red, en cuanto al uso de la red de distribución, la responsabilidad en los costos de distribución e inversiones en la red y la consideración de incorporar a la red solo el excedente de energía generada después del cu-brimiento del consumo propio del usuario o de con-siderar el ingreso del total de energía generada.

Dentro de este contexto en este trabajo, y de acuerdo al grado de avance logrado, se muestra el análisis realizado a fi n de establecer las implican-cias de considerar distintos grados de penetración de la generación de energía solar FV distribuida en la red de distribución. La valoración se realiza, en esta etapa, cuantifi cando variaciones de pará-metros técnicos de la red como las perdidas eléc-tricas y niveles de tensión. En una etapa poste-rior se analizarán parámetros económicos como las variaciones de los costos de distribución y las tarifas a usuario fi nal. Sin embargo se emite una opinión preliminar de estos últimos conceptos en base al análisis ya realizado.

La modelación se realizó sobre la red de distri-bución en baja tensión (BT) perteneciente a un bar-rio de la ciudad de Caucete en la Provincia de San Juan. Los resultados obtenidos se extrapolaron al área de concesión de la Distribuidora Eléctrica de Caucete (DECSA) a fi n de realizar una estimación sobre un sistema de mediana envergadura.

2. Análisis de la modelación

La metodología de análisis es dividida en distintas etapas tal como se muestra en la Figura 1. La etapa de Evaluación Técnica-Económica se realiza sobre una red de BT real. Se evalúan parámetros como pér-didas y niveles de tensión ante distintos escenarios que simulan distintos niveles de generación FV y dis-persión geográfi ca. En posteriores etapa se incluirá el análisis de su incidencia en el costo de distribución.

Figura 1 . Metodología de Análisis



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Campaña de Medición

Para el conocimiento de las modalidades de consumo de usuarios residenciales, se partió de la información obtenida a partir del relevamiento de las curvas de carga durante un año sobre una muestra representativa de usuarios de la Provin-cia de San Juan (Campaña de Medición). A partir de dicha información se analiza el comportamien-to de las distintas categorías de usuario (en este trabajo se consideran particularmente los usuarios residenciales) y se determinan curvas de carga típicas y sus principales parámetros (factores de carga, simultaneidad y coincidencia) [2].

Modelación de la Demanda

A partir de las categorías tarifarias existentes para el sector Residencial se obtuvo para cada grupo de usuarios su curva media de demanda. Se dispuso de mediciones cada quince minutos durante un año para aproximadamente 180 usuarios residenciales distribuidos en las tres subcategorías tarifarías del cuadro vigente en la Provincia de San Juan (T1-R1: consumos ≤ 220 kWh/bim; T1-R2: consumos > a 220 y ≤ a 580 kWh/bim; T1-R3: consumos > a 580 kWh/bim). Las curvas medias de los usuarios de cada subcategoría se obtuvieron promediando los valores de potencia cada 15 minutos de los distintos usuarios correspondientes a esa subcategoría. Estas curvas se determinaron para las estaciones de verano, invierno y resto (se agrupó otoño y primavera por presentar características similares) y por tipo de día: hábil, semihábil y feriados.

Una curva media típica resultante de la modelación puede observarse en la Figura 2 la cual corresponde a un usuario medio de la tarifa T1-R2 en día Hábil para la estación Verano [3-6].

Radiación Solar y Sistema FV

Se dispuso de información histórica de valores de radiación solar horaria (5 años) correspondientes a la Provincia de San Juan [4], a partir de la cual se obtuvieron curvas medias de radiación diaria por estación.

Respecto del sistema FV se determinó la posición fi ja de los paneles FV a fi n de obtener el mejor aprovechamiento de la radiación solar anual. Así resultó una ubicación de los paneles a cero grado hacia el Norte y una inclinación óptima anual de los mismos de 30º respecto a la horizontal. También se determinó la separación mínima entre fi las de paneles, de tal forma que, en los horarios de proyección de sombras más largas del día más desfavorable del periodo de utilización, la sombra de la arista superior de una fi la se proyecte, como máximo, sobre la arista inferior de la fi la siguiente. [3-6].

Asimismo se estimó el rendimiento del sistema FV teniendo en cuenta los diversos factores que afectan la instalación (sombra, polución ambien-tal, incremento de temperatura ambiente, pérdidas en conductores, rendimiento del inversor, disper-sión de parámetros en módulo) [3-6].

Estimación de la Energía Generada

La energía a generar por el sistema FV se es-timó a partir de la siguiente expresión:

[ ]díakWhHSPPEg /η××= (1)

P: Potencia Nominal que entrega el generador encondiciones estándar de medida (1000 W/m2

de radiación, temperatura de 25ºC y una masa de aire espectral de 1,5 (AM)). En [kWp].HSP: Número de Horas Solares Pico (parámetro que varía entre 2500 y 2800 [h/año] en San Juan) : Rendimiento del Sistema FV completo (pará-metro que varía entre 0,720 y 0,763).

En base a lo antes descripto se presenta a modo de ejemplo en la Figura 3 la producción media diaria de energía eléctrica resultante en la estación Verano con una potencia instalada de 3 kWp [3].

Figura 2. Curva Típica de Demanda



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Modelación de las fuentes de generación y cur-vas de demanda resultantes en los puntos de inyección

Las fuentes de generación FV se modelaron como elementos monofásicos que inyectan poten-cia activa a la red (operando a factor de potencia unitario).

En el modelo de análisis de redes utilizado se introduce la potencia activa generada por el siste-ma FV como una potencia activa negativa. De esta forma la potencia a inyectar desde la red en cada uno de los nodos (punto de conexión) que posee una fuente de generación fotovoltaica, re-sulta como la suma algebraica entre la potencia demandada por el usuario y la potencia generada por la fuente FV.

En la Figura 4 se muestra la curva de demanda que presenta un usuario (curva típica) como así también la curva de generación modelada, ob-teniéndose la curva neta resultante como la suma entre ambas. Se aprecia la diferencia en la inyec-ción de energía desde la red lo que se traduce en una disminución de la energía generada por las

centrales convencionales y de la energía circulan-te por las redes de transmisión y distribución.

Se analizaron diversas situaciones conside-rando o no excedente de generación para inyectar a la red. En un primer caso se consideró que no habrá inyección del excedente a la red, generando como máximo hasta la curva de mínima demanda, en el periodo de menor consumo (valor mínimo, en horario diurno, de la curva de demanda típica correspondiente a la estación de menor consu-mo). Esto implica que debe limitarse la potencia instalada de generación FV a ese valor de la de-manda (Figura 4). Para el caso que considera la posibilidad de excedente se plantearon diversas potencias instaladas. En la Figura 5 se muestran las curvas resultantes para uno de los casos. Se observa que en los horarios de mayor generación FV, el excedente de energía resultante es inyecta-do a la red.

Asimismo no se considera almacenamiento en baterías por lo que la generación FV se produce únicamente en horario diurno. En etapas posteriores de este análisis se incluirá el almacenamiento en baterías para analizar la situación de introducir generación FV en horario de pico nocturno.

Modelado de la Red a analizar

Se utilizó como sistema base la red de BT cor-respondiente al Barrio Marayes de 117 viviendas ubicado en la localidad de Caucete de la Provincia de San Juan y abastecido por la empresa distri-buidora DECSA. En la Figura 6, se puede apreciar el diagrama unifi lar de la red en estudio. La red es operada en los niveles de tensión de 380/220V y se vincula al resto del sistema mediante una subestación MT/BT 13.2/0.38kV. La distribución geográfi ca de los usuarios y parámetros de la red se corresponden con los reales.

Figura 3. Modelación de la energía generada

Figura 4. Curvas de Energía Consumida, Energía Generada y Neta Resultante (sin inyección a la red)

Figura 5. Curvas de Energía Consumida, Energía Generada y Neta Resultante (con inyección a la red)



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Las demandas de carga se modelaron a través de las curvas típicas antes mencionadas y se corresponden con la siguiente distribución en la categorización tarifaria de los usuarios: 22 usuarios T1-R1, 75 usuarios T1-R2 y 20 usuarios T1-R3.

En cada uno de los nodos representados en la Figura 6 se conectan tres viviendas, una a cada fase.

3. Metodología de cálculo

La red de referencia utilizada en las simulaciones para la evaluación del estudio técnico y económico del impacto de la inserción de generación FV sobre las pérdidas de potencia y la regulación de tensión es una red de distribución trifásica conformada por 36 Nodos, una Barra de MT de 13,2 kV, un transformador MT/BT de 160 kVA, una Barra de BT de 380V, un total de 36 tramos de líneas (cada tramo con su sección y longitud real correspondiente) y 117 cargas distribuidas en la red y cuya curva de demanda se modeló como fue indicado en el apartado 2.

3.1. Indicadores de integración

A los efectos de simular la incorporación de los sistemas FV en la red y tener en cuenta distintas situaciones en cuanto a la potencia en sistemas FV introducidos y su dispersión geográfi ca, se uti-lizaron dos factores: Nivel de penetración (NP) y Nivel de Distribución (ND) [5].

El NP está relacionado con la cantidad de po-tencia FV a instalar. Los NP utilizados correspon-den a los valores de 1-1,5–2-3 y 3,8kWp; este úl-timo fue defi nido sobre la base de la superfi cie de techo disponible en una casa tipo de los Planes de Viviendas que construye el Instituto Provincial de la Vivienda (IPV) en la Provincia, la que alcanza a 55 m2. Asimismo se consideró como caso base aquel cuyas potencias instaladas máximas reco-mendables para las tarifas T1-R1, T1-R2 y T1-R3 son respectivamente 150, 350 y 750 Wp, con el objetivo de generar como máximo hasta la curva de mínima demanda, en el periodo de menor con-sumo [3-6].

Por otro lado el ND es el cociente entre el número de viviendas en las cuales hay fuentes de GD y el número de viviendas de la red. Se trabajó con 5 escenarios con nivel de dispersión del 0, 5, 10, 20 y 40%, resultando una cantidad de 0, 6, 12, 23 y 47 viviendas respectivamente.

3.2. Escenarios analizados

A partir de las distintas variables consideradas se plantearon, a los efectos del análisis, 140 es-cenarios de acuerdo a las siguientes considera-ciones [6]:

• Estación del año: Verano e Invierno (se toma-ron estos escenarios por ser las estaciones extremas de mayor y menor generación FV).

• Tipo de día: Hábil y Feriado (siendo estos los días en que los usuarios presentan mayor y menor consumo diarios).

• Nivel de Penetración: 7 casos (Situación ini-cial sin generación FV, Caso sin excedente a inyectar en la red, 1- 1,5- 2- 3 y 3,8 kWp).

• Nivel de dispersión: 5 casos (0–5–10-20-40%)

Para cada escenario se consideraron diversas situaciones correspondientes a distintos horarios (magnitudes) de generación FV. Se defi nieron cin-co simulaciones (escalones) correspondientes a:

1. Horario de inicio de generación FV (este horario es distinto según la estación).

2. Mediodía: 12 hs.3. Hora de mayor generación: 14 hs.4. Media tarde: 16 hs.5. Horario de fi n de generación FV (este horario

es distinto según la estación).

Figura 6. Diagrama Unifi lar de la red de Referencia



12

Considerando los escenarios planteados y los escalones en que se subdividió la curva de generación, se realizaron 700 simulaciones que permitieron caracterizar detalladamente el problema a analizar. La información resultante de cada simulación fue agrupada y procesada para obtener los resultados que se muestran en el apartado 4.

4. Resultados de las simulaciones

El objetivo de este punto es mostrar como varían los niveles de tensión y pérdidas de energía debido a la introducción de los sistemas FV en la red de distribución modelada. A estos efectos se realizaron corridas de fl ujo de potencia para cada uno de los escenarios planteados y de los escalo-nes de la curva de generación defi nidos (total 700 casos).

Se utilizó como herramienta computacional el software “DigSilent” el cual contiene diversas her-ramientas de modelación, utilizándose en este caso particular el fl ujo de potencia. Los datos de la red, las características de la demanda y de la generación fueron procesados de acuerdo a lo in-dicado en los puntos anteriores y cargados en el software mencionado.

Se detallan a continuación los resultados ob-tenidos para las variables consideradas en este análisis (pérdidas y niveles de tensión), a fi n de determinar los niveles óptimos de penetración y dispersión en el sistema estudiado.

4.1. Variación del nivel de pérdidas de trans-misión

En este punto se muestra como varía el nivel de pérdidas de transmisión en la red ante la simu-lación de distintas combinaciones entre los NP y ND.

La Figura 7 muestra el comportamiento resul-tante de las pérdidas de potencia activa anuales del sistema en kWh, evaluada en los 5 horarios de simulación, para los distintos NP y ND planteados.

Los cálculos realizados permiten encontrar la combinación de ND y NP óptima desde el punto de vista de las pérdidas, es decir aquel escenario que minimiza las pérdidas globales del sistema.

El escenario más conveniente resulta de la combi-nación del NP que corresponde a una potencia instalada

de 1,5 kWp (NP III) y a un ND del 40% (ND 40%), esto es la colocación de sistemas FV en 47 viviendas.

La Tabla 1 resume la disminución de pérdidas obtenida para los distintos tipos de día y estacio-nes del año, como asimismo el correspondiente valor anual.

4.2. Variación de los niveles de tensión

En sistemas radiales el perfi l de tensión pre-senta un comportamiento monótono decreciente desde el Centro de Transformación MT/BT. Con la incorporación de los sistemas FV se puede obser-var que a medida que es mayor el NP las tensio-nes aumentan.

Para la situación de mínimas pérdidas presen-tada en el punto 4.1 se puede apreciar que se me-jora sustancialmente el nivel de tensión en la red utilizada como modelo.

Tabla 1. Disminución de pérdidas resultante

Figura 7. Pérdidas de Potencia Activa anuales resultantes para distintos ND y NP



13

En la Figura 8 se muestra el nivel de tensión inicial (sin generación FV) y el resultante con la incorporación de generación FV en una fase de la barra de BT para un día hábil de la estación verano.

En la Tabla 2 se muestran los niveles de ten-sión (por unidad) en la barra de baja tensión de la subestación y su variación porcentual, por tipo de día y estación del año, para el caso que presenta la red sin generación FV y con generación FV.

4.3. Análisis para un escenario con incremento de demanda del 50%

Los resultados mostrados anteriormente fueron obtenidos sobre la red ejemplo real y con la deman-da representada mediante curvas típicas de los usuarios actuales. Dado que el barrio es pequeño y nuevo, la red (construida con las secciones míni-mas técnicamente usuales) se encuentra sobre-dimensionada respecto a la demanda actual. Se realizó la hipótesis de un incremento del 50% en la demanda de los usuarios, verifi cando con el fl ujo de potencia que la red continúa siendo técnica-mente adecuada, es decir no se requiere aumento de secciones, observándose en esta situación que

las pérdidas en la red de baja tensión disminuyen de 1212.37 kWh-año (Tabla 1) a 2226.15 kWh-año (este valor es aproximadamente igual al consumo anual de un usuario medio). Algo similar ocurre con los niveles de tensión resultantes que presen-tan una mejora relativa mayor respecto al caso mostrado en Tabla 2.

4.4. Extensión de los resultados al mercado total del departamento Caucete y evaluación económica de los mismos

Los resultados obtenidos en cuanto a la dis-minución de las pérdidas de energía en la red uti-lizada como ejemplo, fueron extrapolados al área de concesión de DECSA. Los principales pará-metros que caracterizan el mercado son:

La disminución de energía de pérdidas en el mercado total, para el caso analizado, sería de 124000 kWh-año, de los cuales aproximadamente un 7% ocurre en horario de Punta y un 93% en horario de Resto. Para el escenario planteado de un consumo 50% mayor en el caso ejemplo anali-zado, lo cual extendido a la red de DECSA se esti-ma que el consumo residencial total se incrementa en un 30%, la disminución de pérdidas sería de 202000 kWh-año.

Al valorizar dichas pérdidas al precio estacional de compra al MEM resulta $/año 20300 para el primer caso y $/año 33100 para el mercado incre-mentado. Es de observar que solo se ha valori-zado la disminución de pérdidas en la red de la distribuidora, no se han incluido disminuciones de costos por pérdidas en el transporte y por despa-cho de centrales más efi cientes.

Respecto de la energía que la Distribuidora debe adquirir al MEM para abastecer a sus usuarios residenciales la misma se reduce en un 35% para el mercado actual y en un 24% si el consumo residencial se incrementa de acuerdo al escenario antes planteado. Esto implica una reducción tanto de la energía/potencia generada como transportada en el MEM, reduciendo los costos correspondientes.

Figura 8. Perfi les de Tensión de la Fase A para la Estación de Verano – Día Hábil

Tabla 2. Niveles de Tensión resultantes



14

La tarifa a usuario fi nal contiene dos compo-nentes: uno representativo de los costos del MEM (generación y transporte)- pass through- y otro representativo del VAD (Valor Agregado de Distri-bución). En realidad existe un tercer componente que es el impositivo y que en gran medida es pro-porcional a los antes mencionados.

En los párrafos anteriores se ha estimado un ahorro de costos en el componente pass through, aunque parcial ya que se refi ere sólo a la dis-minución de pérdidas en la red de la distribuidora.

En el componente VAD se estima que se pueden lograr ahorros importantes, que se trasladarían a la tarifa a usuario fi nal, por menores inversiones o postergación de las mismas. A fi nes de valorar esto y dado que el pico de demanda, que es quien defi ne las inversiones, ocurre en un horario que puede variar según la estación entre las 20 y 22 hs, periodo en el cual la generación FV es nula o muy baja, es necesario considerar almacenamien-to de la energía FV generada en horario diurno para ser entregada a la red en horario de pico. Asi-mismo la inserción de FV en el sector comercial e industrial con otro patrón de consumo. La próxima etapa de este trabajo es analizar esta situación, tarea que ya se ha iniciado.

5. Conclusiones

Del análisis técnico y económico (este último preliminar) realizado en base a la metodología mostrada en la Figura 1 y con el detalle explicitado en los distintos apartados, se infi eren ciertos parámetros considerando la introducción de generación FV en el sector residencial de una red típica de distribución de baja tensión con inyección de la energía generada a dicha red según la curva de oferta solar (sin almacenamiento en baterías), tales como:

• Nivel de Penetración y Nivel de Dispersión óp-timos.

• Cuantifi cación física y económica de la dis-minución de pérdidas en la red de distribución.

• Cuantifi cación física del mejoramiento de los niveles de tensión en barras de baja tensión en subestaciones MT/BT.

• Sensibilidad ante la variación de la demanda.• Planteo de la consideración de almacenamien-

to en baterías a fi n de analizar su efecto en la determinación del VAD y su incidencia en la tarifa a usuario fi nal (etapa en ejecución).

6. Referencias

[1] V.M. Doña, T.J. Strada, A. Hoesé. “Proyecto Solar San Juan: Objetivos y Etapas”. Gobierno de la Provin-cia de San Juan – Argentina. (2008-2009).

[2] Biblioteca del Instituto de Energía Eléctrica (FI-UN-SJ) (2000). “Campaña de medición: Análisis estadístico de la información”.

[3] F. A. Morán, M. L. Facchini, D. H. Pontoriero, V. M. Doña. “Inserción de generación distribuida a través de instalaciones fotovoltaicas domiciliarias ajustadas a las curvas típicas de demanda residencial”. ASADES 2009 – Revista AVERMA (2009)

[4] Biblioteca del Instituto de Energía Eléctrica (IEE) de la (FI-UNSJ) “Mediciones de Radiación realizadas por la estación meteorológica del (IEE)”.

[5] F. G. Longatt, A. Hernández, F. Guillen, R. Terán, C. Peraza, E. Gavorskis “Impacto del modo de inte-gración de generación distribuida en la regulación de voltaje y pérdidas de potencia de la red de distribución”. II Congreso Venezolano de redes y energía eléctrica. CIGRE – (2009).

[6] Tesis de Grado, Autor Federico A. Morán, Titulada “Estudio de las Responsabilidades en el valor agregado de distribución (VAD) con GD residencial de energia so-lar FV conectada a red. Análisis de Primas y Subsidios necesarios”.



15

1. Introducción

La gestión de activos centrada en confi abilidad – RCAM fue desarrollado con un enfoque inte-gral para la descripción y análisis de estrategias para el mantenimiento preventivo y restitución de activos preventiva, los cuales son referenciadas como estrategias de gestión de activos en redes de suministro de energía eléctrica.

El proceso RCAM está enfocado en la eval-uación del desempeño técnico-económico del sistema mediante la consideración de aspectos y eventos relevantes de cada uno de los compo-nentes que conforman una red de energía eléc-trica.

El desafío más importante para los operadores de red - OR, es optimizar los costos para la operación, sin descuidar la calidad y confi abilidad del sistema. La correlación entre el costo y la calidad del suministro de energía es realmente compleja. Típicamente, los efectos de cualquier decisión y medidas sobre la red, se ven refl ejados en el corto plazo, por ejemplo, si se reduce el mantenimiento preventivo los costos se reducen desde el momento en que se aplica la nueva estrategia. Sin embargo, en términos de calidad, muchos de los efectos se refl ejarán en el mediano y largo plazo, por ejemplo, la reducción del mantenimiento preventivo llevará a un incremento apreciable en la falla de los componentes solamente después de varios años de operación bajo la nueva estrategia.

Gestión de activos centrada en confiabilidad.

Estudio de casoCarlos Rodelo Rueda, Daniel Rondón Almeida/SIEMENS S.A.

[email protected]

[email protected]

III Seminario Internacional: Mantenimiento en Sistemas Eléctricos - SIMSE 200929 de septiembre al 2 de octubre de 2009

Bogotá, Colombia

Resumen: El proceso de Gestión de Activos Centrada en Confi abi-lidad - RCAM, fue desarrollado como una aproximación para la des-cripción y análisis de las estrategias de mantenimiento y restitución de activos de manera preventiva, las cuales están referidas a estrategias de gestión de activos aplicadas a sistemas de potencia. La metodología RCAM se enfoca en la evaluación del desempeño técnico-económico del sistema eléctrico mediante la consideración de eventos y aspec-tos relevantes de los componentes de dicha red, tales como, salidas de línea, tiempos de operación, tecnología de los activos, entre otros. La metodología hace una evaluación probabilística de la confi abilidad de estos componentes de red, teniendo en cuenta un largo período de tiempo de aplicación de la misma. Esto permite establecer cuales componentes de la red deben ser intervenidos de manera preventiva o reemplazados y cual es el momento óptimo para realizar esta acción.

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN

2. ASPECTOS BÁSICOS DEL RCAM

3. METODOLOGÍA

4. DESARROLLO METODOLÓGICO

5. CONCLUSIONES

6. AGRADECIMIENTOS

7. REFERENCIAS

Gestión y Ejecución Estratégica del Mantenimiento


16

2. Aspectos básicos del RCAM

Para aplicar la metodología de análisis es nece-sario considerar los siguientes aspectos:

2.1. Gestión de Activos

En general, los métodos de gestión de acti-vos consideran criterios de desempeño técnico y económico del sistema de potencia. Esta con-sideración típicamente cubre todo el ciclo de vida técnico.

La alta complejidad de las correlaciones entre los costos de operación de la red y calidad de la po-tencia, en lo concerniente a los efectos en el largo plazo, es una de las principales difi cultades para la aplicación de los métodos de la gestión de activos. Como estas correlaciones son de mucha impor-tancia, se requiere información tan detallada como sea posible para la toma de decisiones, teniendo en cuenta que tanto las técnicas de procesamien-to como los datos de entrada de una forma detalla-da, estructurada y de calidad apropiada no son de fácil obtención. En muchos casos, la recolección y evaluación de los aspectos económicos es me-nos problemática que los aspectos técnicos. Pero, la aplicación de métodos de planeación de redes novedosos, como por ejemplo, el cálculo de con-fi abilidad probabilística, permite una cuantifi cación objetiva de los aspectos de calidad.

2.2. Gestión de activos y calidad de la energía

El término calidad de la potencia describe to-dos los aspectos técnicos y no técnicos, los cuales son relevantes para el cliente fi nal, concerniente al suministro de energía eléctrica [1]. Los diferentes aspectos de la calidad de la energía se pueden agrupar en:

Calidad del Servicio, la cual describe los as-pectos formales de la relación contractual entre el consumidor y la compañía que suministra el ser-vicio,

Calidad de la Potencia, la cual se enfoca en las características de la forma de onda de tensión y

Confi abilidad del suministro, la cual está orien-tada a la discriminación de los eventos asociados a las interrupciones del suministro. A nivel interna-cional se emplean dos indicadores para determinar la calidad del suministro de energía. Estos son el SAIDI y el SAIFI (IEEE 1366 / 1998) los cuales con-

tabilizan la duración y la frecuencia de las interrup-ciones en un período de tiempo respectivamente.

La seguridad en el suministro considera la dis-ponibilidad a largo plazo de una capacidad de generación sufi ciente y la estabilidad dinámica del sistema completo contra disturbios. La seguri-dad en el suministro es una condición previa para proveer una adecuada calidad de la energía.

En relación a la gestión de activos, la calidad del servicio no es un aspecto relevante ya que este cubre principalmente aspectos no técnicos. La calidad de la potencia cubre aspectos que son muy importantes para el consumidor, pero es bási-camente infl uenciado por características operacio-nales de los equipos conectados y muchos aspec-tos de la calidad de la potencia son defi nidos por normas y aspectos regulatorios.

Finalmente, el principal aspecto de calidad re-lacionado con la gestión de activos es la confi abi-lidad del suministro.

2.3. Confi abilidad del suministro en sistemas de potencia

En la práctica la infl uencia de la gestión de activos en la confi abilidad del suministro se ve limitada a:

2.3.1. Mantenibilidad de los componentes de la red

La disponibilidad para labores de mantenimiento son limitadas debido a aspectos

Figura 1. Aspectos relacionados con la calidad de la energía y seguridad en el suministro



17

como requerimientos de seguridad y disposiciones regulatorias.

2.3.2. Ocurrencia de salidas en la red

Aproximadamente un tercio de las salidas e indisponibilidad de la red es causado por fallas del tipo “Causa no identifi cada”. Este tipo de fal-las está relacionado con la gestión de activos y es donde se presentan las oportunidades de mejora. Las otras fallas son causadas principalmente por eventos atmosféricos o por otras infl uencias espe-cífi cas. Estas últimas están más allá del control de los operadores de red y pueden llevar a medidas extraordinarias como reemplazos a gran escala de líneas aéreas por cables, y no se tienen en cuenta para la gestión de activos.

En las Figuras 2 y 3 se presenta un análisis de las salidas de la red Alemana a partir de los datos estadísticos disponibles [2], [3].

2.4. Cálculo probabilístico de confi abilidad

El comportamiento histórico del sistema sumi-nistra o provee la información necesaria para de-terminar las características de los modos de falla y datos de confi abilidad relacionados con los com-ponentes. Estos modelos y datos permiten la cla-sifi cación y descripción matemática de la probabi-lidad de fallas en los componentes de la red, los cuales son utilizados en el cálculo real de confi abi-lidad para determinar los diferentes indicadores. Los indicadores son el criterio base para efectos de planeación.

El cálculo probabilístico de confi abilidad está

basado en los siguientes aspectos:

- Generación estocástica de estados de contin-gencia, donde se consideran falla sencilla inde-pendiente, falla de modo común, mala operación de protecciones y operación indeseada de protec-ciones.- Análisis de estados de la red- Modelamiento de los procesos de restablecimiento del servicio

3. Metodología

El objetivo específi co del proceso RCAM [4], [5] es el de proveer detalladamente información cuan-titativa de la rentabilidad económica y confi abilidad en el suministro de energía, de forma tal que se pueda defi nir una estrategia exitosa a largo plazo para la gestión de activos.

Figura 2. Análisis de salida de la red

Figura 3. Análisis de salida por componente

Figura 4. Diagrama del análisis probabilístico de confi abi-lidad



18

La Figura 5 muestra las correlaciones básicas para la gestión de activos en redes eléctricas.

Mientras que el cálculo de costos y el cálculo de la confi abilidad probabilística son métodos bien establecidos, el elemento diferenciador propuesto por el proceso RCAM es el modelar el efecto cuan-titativo de cambios en las estrategias de gestión de activos sobre la confi abilidad de los componentes de red y combinar toda la información disponible y los resultados intermedios dentro de la síntesis de mejoramiento de los parámetros estratégicos para el mantenimiento preventivo y la reposición preventiva. El proceso está estructurado en tres etapas básicas (ver Figura 6).

3.1. Análisis del proceso de gestión de activos actual

• Defi nición detallada de la práctica de gestión de activos

• Análisis de Modos de Falla y sus efectos• Análisis de las prácticas de mantenimiento

3.2. Análisis Sistemático de la Red

• Criterios de planeamiento y análisis de la red.• Cálculo de la importancia de componentes• Cálculo de condición de componentes 3.3. Síntesis de las estrategias optimizadas para la gestión de activos

• Pronóstico del desempeño de los componen-tes de falla

• Defi nición de las estrategias optimizadas para la gestión de activos

• Observación estadística

4. Desarrollo metodológico

4.1. Análisis del proceso de gestión de activos actual

Esta etapa se lleva a cabo mediante un acerca-miento con el operador de red, con el fi n de esta-blecer las prácticas actuales de gestión de activos,

Figura 6. Etapas básicas del proceso RCAM

Figura 5. Correlaciones básicas para el proceso RCAM



19

incluyendo la componente de mantenimiento den-tro del ciclo de vida de los activos.

Así mismo, es fundamental contar con los registros históricos de eventos del sistema y sus efectos sobre cada uno de los componentes.

4.2. Análisis Sistemático de la Red

4.2.1. Criterios de planeamiento y análisis de la red

La información mínima que debe conte-ner el modelo de la red es: identifi cación de elementos nodales, potencias nominales, de-manda de potencia activa y reactiva de car-gas, potencia aparente e impedancia de corto-circuito para transformadores, parámetros de las líneas, tal como se presenta en la Figura 7.

Para dicho análisis fue necesario realizar di-ferentes tipos de cálculos eléctricos a través de software PSS®SINCAL [6] como fl ujo de cargas, cortocircuito y confi abilidad probabilística en don-de, este último, permite determinar la frecuencia de interrupción, indisponibilidad y energía no su-ministrada.

4.2.2. Cálculo de la importancia y condición

4.2.2.1. Importancia

Esta evaluación está enfocada principalmente en la importancia que tienen los componentes in-

dividuales en relación con su efecto sobre la con-fi abilidad del sistema. Se especifi can atributos por separado a cada uno de los componentes lo que permite una evaluación objetiva del mismo. Un ejemplo típico para este esquema de evaluación defi nido en este tipo de análisis se presenta en la Figura 8.

Los atributos a ser evaluados pueden ser: Indis-ponibilidad del sistema, expectativa de energía no suministrada por componente, número de usuarios desconectados por falla, criticidad de los usua-rios conectados, criticidad de los componentes.

4.2.2.2. Condición

El esquema para la evaluación de la condi-ción de los componentes está enfocado en su condición física con respecto a sus efectos en el desempeño durante una salida.

Figura 8. Formato para evaluación de la importancia de componentes

Figura 7. Diagrama unifi lar



20

Un formato para evaluación de los componen-tes se presenta en la Figura 9.

Los atributos a evaluar pueden ser:

Edad (relacionada con la expectativa de vida del componente), mantenibilidad (relaciona los aspectos de disponibilidad de repuestos, disponi-bilidad de personal y nivel de costo),condiciones ambientales, carga pico, seguridad operacional, experiencia operacional y la evaluación de la con-dición física. Esta última aplicada a cada uno de los componentes de red, defi nidos como líneas aéreas, transformadores, cables y celdas.

4.2.3. Cálculo probabilístico de confi abilidad

4.2.3.1. Metodología de cálculo

Para los cálculos de confi abilidad se utiliza el módulo Zuber del programa de análisis de redes PSS®SINCAL. Este módulo aplica un modelo Mar-kov homogéneo para la generación de las combi-naciones de falla relevantes basado en los datos de confi abilidad. Se fi ja un umbral mínimo de probabi-lidad para las combinaciones de falla. Se evalúan los siguientes modos de falla: Falla sencilla, falla en

modo común, mal funcionamiento de la protección y operación errónea de la protección.

4.2.3.2. Modelos de confi abilidad de componentes

La aproximación escogida para la defi nición del pronóstico de la confi abilidad esperada de los com-ponentes es un modelo dependiente de la edad del componente que utiliza dos fuentes de datos:

• La estadística especial de daños [7] y [8] la cual fue compilada en un proyecto de investigación reciente. Mientras que la estadística especifi -ca la edad de daño de los componentes, ésta contiene solamente algunos miles de eventos debido al gran esfuerzo para la recolección de datos retrospectivos.

• La estadística de salidas de la asociación ale-mana (mencionada anteriormente) que apli-ca sobre los operadores de red VDN [3]. Esta estadística ha sido muy bien llevada durante varias décadas y se ha realizado una evalua-ción especial de confi abilidad de componentes incluyendo datos de más de diez años, lo cual cubre algunos cientos de miles de eventos. Sin embargo, en esta estadística no se especifi ca la edad del componente fallado.

La aproximación escogida se combina de la si-guiente forma:

• En primer lugar, se ajusta un modelo exponen-cial de envejecimiento a la estadística de daños dependiente de la edad de componentes para cada clase de componente. Esto defi ne la forma característica del modelo de envejecimiento del componente (ver línea punteada en la Figura 10).

Figura 9. Formato para evaluación del condición de compo-nentes

Figura 10. Ejemplo de modelo de confi abilidad de compo-nentes



21

• En segundo lugar, usando el parámetro a, esta función exponencial se desplaza sobre el eje y para ajustarse a la estadística de VDN de rata de fallos independiente de la edad del compo-nente, en un intervalo de 40 años, que es, a groso modo, el período de tiempo cubierto por la estadística del VDN.

Finalmente, se asume que los datos dados por la estadística VDN están relacionadas con compo-nentes que han sido sujetos a un mantenimiento preventivo en el pasado, lo cual fue una práctica común en Alemania durante el tiempo de evalua-ción estadístico. Los cambios del “como” se mode-la la estrategia de mantenimiento se hace vía una variable escalizadora x, la cual afecta al mismo tiempo el modelo de ratas de falla como el modelo de costos.

Se utiliza la siguiente correlación para el mode-lo de tasa de falla:

donde fPrM Tasa de falla considerando el man-tenimiento preventivo

i Paso de tiempo x Factor de escala para tener en

cuenta esfuerzo en mantenimiento preventivo

4.2.3.3. Modelos de confi abilidad

Se realiza un ajuste de los índices calculados a partir de las estadísticas nombradas en esta sección. Para poder adaptar estos índices a un caso bajo estudio, se toman los índices de sali-das de líneas aéreas del OR (Operador de Red) y se comparan con el índice calculado a partir de las estadísticas alemanas. Con ello, se obtiene un factor de conversión.

Los índices de probabilidad utilizados para el caso de estudio ejemplo se resume en la Tabla 1.

Se realiza el ajuste de cada uno de los mo-delos de confiabilidad para cada componente seleccionado (ver ítem 3.2.3.4 de esta sección). En la Figura 11 se muestra un ajuste realizado para transformadores:

Tabla 1. Datos de confi abilidad de componentes – caso de estudio ejemplo

Figura 11. Modelo de confi abili-dad para transformadores



22

4.2.4. Cálculo de costos

En general, los costos se clasifi can en:- CAPEX (Costos de capital), representados

por los costos de inversión o valor del activo.- OPEX (Costos de mantenimiento), los cuales

incluyen el mantenimiento preventivo, y costos de reparación y despeje de fallas.

Los costos utilizados en el estudio ejemplo se resumen a continuación:

4.2.4.1. Costos de inversión

Cinv = nunit . cCircuit

donde Cinv Costo de inversión nunit Cantidad por clase de compo-

nente (longitud en km para lí-neas aéreas, capacidad nominal para transformadores, número de bahías para subestaciones)

cCircuit Costo específi co por unidad

4.2.4.2. Valor del activo

⎩⎨⎧

>≤⋅−

=depr

deprdeprinvinvi AiA

AiAACiACV

)(;0)(;)(

donde V Valor del activo A Edad Adepr Período de depreciación

4.2.4.3. Costo de reparación

CRep = 1,02 . FI . cRep

donde CRep Costo de reparación FI Frecuencia de fallas de componen-

tes con interrupciones del servicio cRep Costo específi co de la reparación

4.2.4.4. Costo de despeje de falla

CFcl = ( FI + FO). CFcl

donde CFcl Costo de despeje de falla FO Frecuencia de falla de componen-

tes sin interrupciones del servicio cRep Costo específi co de la reparación

4.2.4.5. Costo del mantenimiento preventivo

donde CPrM Costo mantenimiento preven-tivo

cinspection Costo específi co de la inspec-ción

Tinspection Duración de la inspección x Factor de escala para los

esfuerzos de mantenimiento preventivo

crevision Costo especifi co revisión Trevision Duración de la revisión

4.2.5. Clasifi cación de componentes

Se realiza la clasifi cación de componentes de la siguiente forma:• Subestaciones intemperie (AIS), subdividida

en bahía del lado de barra y bahía del lado de alimentador.

• Transformador.• Línea aérea.• Cable de potencia

4.2.6. Priorización de Componentes

El resultado de la evaluación de los índices asociados a la importancia y condición de compo-nentes se resume en un diagrama de priorización, el cual se muestra en la Figura 12 para el caso de estudio ejemplo.

Figura 12. Priorización de componentes – caso de estudio ejemplo



23

A partir del análisis se establecen los compo-nentes más importantes.

4.3. Síntesis de las estrategias optimizadas para la gestión de activos

4.3.1. Pronóstico del desempeño

Para esta etapa se evalúa en primera instancia el escenario base, el cual, consiste en proyectar al largo plazo las actuales prácticas de gestión de activos. Seguidamente, se estructura uno o más escenarios alternativos en donde se defi nen, en-tre otros, diversas estrategias de mantenimiento y planes de reposición de componentes.

Los principales indicadores que permiten esta-blecer un pronóstico son:

Qi : IndisponibilidadFi : Frecuencia de interrupciónEs : Energía no suministrada

4.3.2. Defi nición de las estrategias optimizadas para la gestión de activos

A partir de la matriz de priorización de compo-nentes y su pronóstico a largo plazo se establecen las diversas estrategias de gestión de activos.

Un ejemplo de ello, se presenta en la fi gura 15, la cual muestra la relación entre la importancia y condición de cada uno de los componentes de red establecidos anteriormente.

Con base en dicha matriz, se pueden generar alternativas o estrategias a implementar para cada grupo de componentes que conforman la red.

Estrategia A (índice de condición ≤0.9, índice de importancia ≤ 0.48)

Componentes menos importantes.Se aplica el mantenimiento preventivo de la

misma forma como lo viene aplicando la compa-ñía, pero la expectativa de vida útil de los compo-nentes ubicados en esta zona se extiende en 15 años para cada componente.

Estrategia B (índice de condición ≤0.9, 0.48 < índice de importancia < 0.55)

Componentes con importancia normal.Se aplica el mantenimiento preventivo, similar

al aplicado por la compañía, sin embargo la ex-pectativa de vida útil de los componentes no se altera.

Estrategia C (índice de condición ≤0.9, índice de importancia ≥ 0.55)

Componentes muy importantes.Se deben realizar esfuerzos de mantenimiento

mayores, en el modelo se aplican el doble del es-fuerzo en mantenimiento preventivo (por ejemplo reduciendo los tiempos de mantenimiento a la mi-tad). Debido a que la expectativa de vida en estos componentes es muy corta, en el modelo no se modifi ca para esta área estratégica.

Estrategia D (índices de condición >0.9)Área defi nida como independiente de la importan-cia de los componentes, ya que los mismos se en-cuentran en una condición muy desfavorable. Los componentes ubicados en esta área deberán ser reemplazados inmediatamente, por lo que sus ín-dices de condición cambiaran a valores menores.

Figura 13. Pronóstico de la confi abilidad del suministro de energía a largo plazo

Figura 14. Pronóstico del desempeño económico



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4.3.3. Confi abilidad del suministro

Con base en los análisis de largo plazo de los tres indicadores, se realiza un comparativo entre el caso base y el caso alternativo con el fi n de establecer la viabilidad y conveniencia de éste úl-timo. Un ejemplo de análisis de puede apreciar en la Figura 16.

De la misma forma, se realiza una evaluación económica para ambos escenarios de análisis, la cual permite establecer en el tiempo cuales pueden ser los ahorros o momentos en los cuales hacer la reposición de equipos.

Todo esto con miras a optimizar los costos por inversión, operación y mantenimiento, en conjun-to, sin sacrifi car la confi abilidad del sistema bajo estudio (Ver Figura 17).

5. Conclusiones

El proceso RCAM busca romper paradigmas en los esquemas de gestión de activos actuales, teniendo en cuenta el impacto de las metodologías de mantenimiento empleadas en sistemas de potencia a través de la optimización del mantenimiento preventivo y, especialmente, en esquemas a largo plazo donde la restitución de activos juega un papel relevante ya que depende de la gerencia de mantenimiento decidir sobre la conservación de componentes o su reposición.

La calidad del levantamiento y manejo de la información de fallas, eventos, especifi caciones, reportes históricos de mantenimiento e interven-ciones del sistema y de cada uno de los compo-nentes que lo conforman es fundamental para la obtención de un resultado contundente para el sistema bajo estudio.

Esta metodología es una herramienta útil para la toma de decisiones basada en el comportamiento técnico-económico futuro de los componentes que conforman el sistema en estudio, así como, para la planeación y defi nición de criterios de la red visualizando el comportamiento futuro de las inversiones – CAPEX y gastos de operación – OPEX.

Figura 16. Pronóstico de la confi abilidad del suministro de energía a largo plazo

Figura 15. Priorización de componentes incluyendo las áreas estratégicas

Figura 17. Pronóstico del desempeño económico



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6. Agradecimientos

Los autores agradecen el apoyo de Sie-mens S.A. por permitir el desarrollo de este tipo de iniciativas y al Doctor Michael Schwan de Sie-mens, quien es el autor de la metodología RCAM.

7. Referencias

[1] Schwan, M. “Grundsätze der VDE/ETG Analy-se ‘Versorgungsqualität im deustchen Stromver-sorgungssystem’’ VDE ETG -Fachtangung Versor-gungsqualität, Berlin, 2005.

[2] VDN-Storungs- und Verfugbarkeitsstatistik – An-leitung, VDN, Berlin, 2007.

[3] VDN-Storungs (- und Verfugbarkeits)statistik / VDEW-Storungs(- und Schadens)- statistik. Aus-wertung der Berichtsjahre 1994 bis 2006. (Separa-te yearly volumes), VDN / VDEW, Berlin/Frankfurt, 1996 to 2007.

[4] Schwan M. “Entwicklung optimierter Asset-Ma-nagement-Strategien“, BWK, vol. 57, no. 12, pp. 56-58, 2005.

[5] Schwan M. “Reliability Centered Asset Manage-ment – Process Overview and Practical Application”. energy21C, Sydney, 2007.

[6] Siemens PTI: PSS™SINCAL Version 5.4, Utility and industry network calculation tool, Erlangen, 2008

[7] FGH: Asset-Management von Verteilungsnetzen. Komponentenverhalten und Analyse des Kostenri-sikos, Technischer Bericht 299, FGH, Mannheim, 2006

[8] Zickler U., Schnettler A., Zhang X., Gockenbach E.: Statistical approach for component state evalua-tion implemented in asset management of distribu-tion systems, 19th CIRED, Vienna, 2007



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1.Objetivo

El objeto del presente trabajo es presentar la realización del mantenimiento preventivo de seccionadores tripolares rotati-vos, junto con perfi lado y cam-bio de aisladores de la ET 33/13, perteneciente a la empresa Co-opelectric, de la ciudad de Ola-varría, con una potencia insta-lada de 20 megas. Este trabajo se realizó con las instalaciones energizadas, usando para el tra-

bajo, como herramienta impres-cindible, el prototipo para traba-jos en ET de nuestra propiedad. Como complemento del trabajo, se perfi laron 198 aisladores de pedestal de 11 seccionadores tripolares rotativos, y 144 aisla-dores MN 12 de los pórticos.

2.Desarrollo

A: Justifi cación de la tarea

Cuando Gustavo Corso, el Subgerente Técnico de Coo-pelectric habló con nosotros nos comentaba:

“Para realizar el mantenimien-to sin tensión, deberíamos sacar de servicio toda la SET, uno 20 MVA. Esto implica dejar sin ser-vicio a unos 25.000 clientes, mas empresas, hospitales y demás servicios públicos, suponiendo que realizáramos el mante-nimiento durante los fi nes de se-mana, para que el impacto sea menor. Asimismo, todo el micro y macrocentro quedaría afectado”

“Si calculo que cada seccionador me lleva, por lo menos, 2 horas de trabajo con 3 personas, o sea, una cuadrilla, (suponiendo que todo ande bien, y sin considerar los tiempos de maniobras), y que solamente contamos con dos cuadrillas habilitadas para ha-cer estas tareas; considerando el numero de seccionadores a mantener, enseguida caemos en cuenta de la importancia del corte”.

B: Estudio de la SET

Luego de ver numerosas fo-tos en diversos ángulos de las instalaciones, que nos enviara Gustavo, fuimos a ver la ET, pues necesitábamos medidas de los lugares por donde ten-dríamos que movernos.El diseño antiguo de la ET, con poco espacio sobrante, signifi có un desafío muy interesante, y nos obligó a plantear varias al-ternativas para realizar las ta-reas, siendo nuestros clientes quienes eligieron la opción más conveniente para ellos.

Mantenimiento de seccionadores tripolares rotativos de 33 kV, en la ET

de la ciudad de Olavarría

ÍNDICE

1. OBJETIVO

2. DESARROLLO

3. RESULTADOS

4. CONCLUSIONES

5. RECOMENDACIONES

6. BIBLIOGRAFÍA

IV Congreso Internacional: Trabajos con Tensión y Seguridad en Transmisión y Distribu-ción de Energía Eléctrica - IV CITTES 2009

21 al 24 de abril de 2009Buenos Aires, Argentina

Carlos H. Arata, Mariano Manno / ELESA S.A.Gustavo Corso/ COOPELECTRIC

ARGENTINA [email protected]

Mantenimiento Preventivo


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Básicamente la ET tiene dos antenas de entrada para sendos alimentadores, un conjuntor para maniobrar y reconfi gurar las car-gas desde la red a la antena de los trafos, y una antena principal de los trafos, que va a todo lo largo de la ET (ver foto unifi lar y vista ET).

Nos hicimos varios planteos que tienen que ver con:

Posibilidades técnicas de ha-cer la tarea en condiciones de seguridad, sin estas las tareas no son viables.

Elección de la manera de re-alizar la tarea lo más simple que pudiéramos y lo más económica posible para el cliente. La simple-za ayuda a la seguridad.

Posibilidad de hacerlo con hidroelevador aislado conven-cional exclusivamente, o con el prototipo para ET o una combi-nación de ambos para agilizar las tareas.

Finalmente, el hidroelevador convencional lo usamos en muy pocas tareas de apoyo, dado lo complicado de realizar mo-vimientos en las estructuras a trabajar. Casi todo se hizo con el equipo para ET.

Resumidamente, el trabajo consistió en:

1) Anular protecciones de in-terruptor de barra del alimentador (relés diferencial y de tierra).

2) Perfi lar todos los aisladores.

3) Bypassear desde la antena de acceso del alimentador principal, a la antena de alimentación de los trafos, dejando los 4 seccionadores tripolares del conjuntor sin aliment-ación y listos para mantenimiento convencional.

4) Abrir puentes entre antena de trafos y conjuntor.

5) Bypassear individualmente cada seccionador tripolar de los trafos, para poder hacerle manten-imiento con tensión.

Bypass de Antenas

Como el orden de fases de la antena de trafos, esta invertido con respecto a la antena del ali-mentador adyacente, la distancia horizontal entre las fases R es de 5,90 metros, pero también tienen una distancia vertical diferente, pues están en distintos planos. El puente de T es el más corto, con 1,90 metros de distancia hor-izontal. Como Bypassear?

a) Lo que usábamos más comúnmente es hacer un by pass de CAS, si es posible uni-fi lares, por varias razones de se-guridad.

Estos son bastante caros, son pesados para colgar de las an-tenas y requieren terminales es-peciales para soportar la carga mecánica del peso, deben ser chequeados eléctricamente an-tes de su vinculación, y después de usados, en general quedan inutilizados.

b) Otra posibilidad que vimos fue hacer una antena perpendi-cular a las anteriores, y por abajo, de modo que deberíamos cerrar puentes como en los cruces con pata de gallo, pero se complica-ba mucho hacer las retenciones del lado de la antena del alimen-tador principal (ver fotos)

c) Entonces pensamos en usar caños de polipropileno como guía de los puentes. Y para evitar la fl echa, que se iba a pro-ducir en los caños por el peso del conductor, hicimos unos so-portes con pertiguillas fabri-cadas especialmente, de modo que fueran livianas, y cumplie-ran con la función de aislación.Las pertiguillas proveen la ais-lación y soporte.El caño contiene el cable duran-te su colocación. (Esto fue es-pecialmente importante para el puente largo).Al usar el caño guía, la tarea de cruzar el by pass se hace sin es-fuerzo pero fundamentalmente sin riesgo.Elegimos cable rígido, para la porción que va dentro del caño, y cable fl exible para unir aquel a las antenas, pues este favorece la colocación, dado las seccio-nes de cables con las que traba-jamos (Cu 120 mm2).

Finalmente, elegimos la op-ción c para vincular las dos an-tenas.

Por varias razones considera-mos esta manera más segura que usar Cables Subterráneos.

Vista parcial de la ET y unifi lar básico



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Bypass en los seccionadores

En estos, el inconveniente principal se presenta por la nece-sidad de operar el equipo cuando ya está el by pass colocado. De modo que los puentes deben per-mitir libremente la operación sin riesgo de obstaculizar la misma.

Diseñamos entonces un so-porte especial para alojar caños de polipropileno, que luego ser-virían de guía del puente, con similar criterio al bypass de las antenas.

De los bornes del seccionador, lado interruptor salen barras que van a los mismos, y hay difi cultad para acceder y cerrar el puente, especialmente en la fase central, si trabajamos a contacto. En esta tarea usamos pértigas de trabajo a distancia para acceder al lugar.

Es imprescindible operar el seccionador para constatar la co-ordinación de los contactos y su estado, así como la dureza de los movimientos, y la necesidad de que la grasa difunda en las ar-ticulaciones.

Habiendo explicado las intervenciones de TCT pro-piamente dichas, intentaremos grafi car en el unifi lar adjunto tales puntos de intervención, que nos permitieron el desarrollo de la tarea.

Las estructuras encerradas en negro son aquellas en las cuales se realizaron las interven-ciones. Comparar con el unifi lar anterior.

Dentro del recuadro azul se encuentra el conjuntor, que per-mite las maniobras de reconfi gu-ración y cambio de alimentador (es un esquema básico).

Una vez baypasseado, el conjuntor fue desenergizado para mantener los seccionadores de modo convencional.

Prestar atención que la vin-culación entre el conjuntor y la antena de trafos fue quitada, después de cerrar el by pass en-tre la antena del alimentador y la antena de trafos.

Como resultado de la real-ización de las tareas pudimos encontrar problemas que son muy difíciles de diagnosticar sin sacar las instalaciones de servi-cio. Y que hecho el corte, pueden signifi car una complicación a los tiempos propuestos por no haber repuestos.

Por ejemplo, encontramos la carcaza de un borne rajada, pro-ducto de los golpes que le pega-ba el contacto mal alineado.

Para poder quitar la carcaza, y teniendo en cuenta que el so-porte del caño para by pass se apoya en ella, debimos reem-plazar el punto de apoyo por un punto de suspensión, tal cual se verá en la foto siguiente. Perdi-mos varias horas en la repara-ción, pero sin corte.

Otros hallazgos y tareas realizadas:

Aisladores soporte fi surados (que no pasaron el perfi lado) y fueron reemplazados. Las fi su-ras las pudimos observar recién después de quitados los elemen-tos fallados, cuando los limpia-mos.

Suciedad general de todos los aisladores que fueron limpiados

Puntos calientes en contactos que fueron eliminados

Mecanismos endurecidos y sin lubricación por falta de operacio-nes, que se solucionaron por lubri-cación y operaciones repetidas.Colocando soporte para caño guía en

fase S, mediante pértiga retráctil

Carcaza de alojamiento del contacto rajada

Retirando la carcaza del seccionador

Caños guías preparados para alojar los puentes



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Alemites tapados, que fue-ron reemplazados

Desplazamientos de los yugos o abrazaderas de regu-lación de los movimientos, que fueron llevados a la posición correspondiente para armonizar el cierre de los contactos.

Bulonería fl oja, que fue ajustada.

Aprendizajes

El método para cruzar las trincheras resultó incómodo por el tipo de tacos que usamos

Los soportes para caño guía tenían un terminal con un ojo en la parte de fi bra de vidrio, y un mosquetón para rápida apli-cación, pero estos estaban vin-culados con una cuerda. Las cargas capacitivas inducidas entre las dos piezas se equili-braban a través de la cuerda, la cual resultó dañada, aunque no se haya cortado.

Debimos mejorar mucho el manejo de la grasa conductiva usada para los contactos, pues-to que ensuciamos los equipos de protección y resultan muy difíciles de limpiar. Posterior-mente chequeamos en nuestro laboratorio el efecto de la con-taminación superfi cial.

3.Resultados

Los resultados alcanzados su-peraron nuestras expectativas y las del cliente, puesto que se hallaron vicios ocultos no esperados en las instalaciones, que fueron repara-dos satisfactoriamente, cumplién-dose además con los objetivos pro-puestos originalmente.

4. Conclusiones

Los trabajos ejecutados en las instalaciones en cuestión, represen-tan un importante confi rmación de todo lo mucho que se puede hacer en ET, en MT, auque estas hayan sido diseñadas para mantenimiento sin tensión, agregándose a la lista de tareas ya realizadas en otras ET de similares características.

Debemos recordar, que dado la potencia instalada que signifi ca una ET, un trabajo aquí puede equivaler al trabajo de 5 o 6 cuadrillas de TCT en redes aéreas.

5. Recomendaciones

Consideramos que lo más importante es tener en cuenta la posibilidad de realizar tareas de TCT en ET. Cualquiera sea la confi guración de ella.

Para que esta sea viable, considerar primero la condicio-nes de seguridad y segundo, la conveniencia económica de la tarea.

Pensar en cuanto infl uye un corte en una ET en la calidad de servicio.

Concurrir a estas jornadas pues, es hoy por hoy la mejor manera de enterarnos las cosas que se pueden hacer en TCT en nuestro país y otros lugares.

Advertencia: para aquellos que no conocen la presentación del Prototipo para trabajos con tensión en ET, podrá resultar difi cultoso entender como se realizan los movimientos entre las instalaciones. Esto no fue explicado dado que en esta presentación nos dedicamos al trabajo de mantenimiento en si. Para aquellos interesados en el trabajo original sobre el Prototipo para ET, estamos dispuestos a pasar la presentación “Prototipo para Trabajos en ET 132 -66 - 33 kV”, presentado en el II Congreso Internacional sobre “Trabajos con Tensión y Seguridad en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica” (CITTES), y en Congreso ICOLIM (Live Working Association) Praga, 2004.

6. Bibliografía

[1] The Lineman’s and Cableman´s Hand Book ( Robotic Hot Line tool, LLM).

Finalización de la primer parte de la tarea, retirando el by pass largo

Aislador fi surado detectado por perfi lado

Yugo de regulación de movimientos desplazado



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[2] Guide for the selection of insula-tor in respect of polluted condition (IEC 815, 1986).

[3] The IEEE Standard Dictionary of electrical and electronic terms. Published by the Institute of Electri-cal and Electronics Engineers, Inc. (Sixth Edition).

[4] 2000 IEEE-ESMO Proceedings Electrical performance of Cover and Equipment Mounting of By-pass Dis-connect Switches on energized 138 kv Substation.Transmission and Dis-tribution Underground cable Fault location. Dry resistance measure-ments of insulator Adoption of Live Line Work in SEC, Saudi Arabia In service testing of Live Line tools.

[5] 2003 IEEE-ESMO ProceedingsThe mobile insulated ladder (Hydro Qué-bec). The thermal effects of the Elec-tric Arc Lineman Training in Deregu-lated South América.

[6] Handbook of Electrical and Elec-tronic insulation Materials, Secon Edition Shugg.

[7] Intalaciones Eléctricas de Alta Tensión,.Navarro Marquez y otros. Paraninfo. Capítulo 7, Ejemplos de apllicación de aparamenta de alta tensión.

[8] 2004 ICOLIM Proceedings Mo-bile Bypass system for medium votage switch disconnectors.

[9] CIER 2005, Trabalho em bar-ramento de 15 kv energizado para instalaciones de chaves secciona-doras, y otros(COELCE).

[10] CIER 2005, Eliminar puntos calientes en seccionadores de 132 kv, TRANSBA (Autor José Insogna).

[11] ANSI A 92 for vehicle mounted elevating and rotating aerial devices.

[12] T&D World (nov. 97) Robotic arm Aids Energized Reconductor Project Tools for Live Line Work, GarryGuard IEZ Hauler 2500, Pin on Bucket Assambly (Information catalog).

[13] OSHA High voltage electrical reg-ulations simplifi ed (James G. Stall-cup and James W. Stallcup 1997).

[14] Máquinas (A.L. Casillas) (Cálcu-los de taller).

[15] Diccionario para Ingenieros (Louis A. Robb CECSA).

[16] Física química elemental, Fran-cisco Rivero.

[17] El Pensamiento Lateral, Edward De Bono.

[18] Introducción a la Creatividad, Eduardo Kastika.



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ÍNDICE

1. OBJETIVOS

2. INTRODUCCIÓN

3. CARACTERÍSTICAS DEL ACEITE

4. ESTUDIO DE PERMEABILIDAD DEL ACEITE “PEX AE”

5. SIMULACIÓN DE DERRAMES

6. EVALUACIÓN DE RIESGO MEDIO- AMBIENTAL POR DERRAME DE ACEITE “PEX AE” CONTENIDO EN ELECTRODUCTOS

7. ENSAYO DE REMEDIACIÓN QUÍ- MICA

8. RESULTADOS OBTENIDOS UTILI- ZANDO EL PROCEDIMIENTO DE BIORREMEDIACIÓN NATURAL

9. CONCLUSIONES FINALES

Derrames de aceites provenientes de cables eléctricos subterráneos.Evaluación de riesgo a la salud

humana y criterios de remediación

Mariano Gotelli, A. Lo Balbo, L. Signorini, Carlos Gotelli/Centro de Investigaciones Toxicológicas S.A.

R. Casas, S. Feliciani/EDENOR S.A.ARGENTINA

[email protected]

Congreso Internacional: Sostenibilidad y la Industria Eléctrica - CISLIE 200921 al 24 de abril de 2009Buenos Aires, Argentina

1. Objetivos

El presente estudio trata de simular los proba-bles efectos y consecuencias, derivados de una supuesta rotura de un electroducto con liberación de diferentes cantidades de aceite presente en el interior del mismo.

Si bien hasta la fecha no se tiene registros de pérdidas signifi cativas de aceite, existe la posibili-dad de que esto ocurra.

En este trabajo se crean escenarios posibles y se desarrollan las herramientas para el estudio in-tegral del fenómeno de remediación.

Dentro de la política de cuidado del Medio Am-biente, que lleva adelante la Empresa, la preven-ción de episodios inesperados y la preparación para una adecuada respuesta frente al mismo, constituyen los pilares fundamentales de ese ac-cionar.

Para la ejecución de este estudio, se aplicaron los más modernos criterios de cuidado del medio ambiente y se utilizaron los métodos y técnicas de análisis aprobados y recomendados a nivel nacio-nal e internacional.

2. Introducción

Los aceites derivados de alquilbencenos lineales (LABs) se utilizan para el aislamiento eléctrico de los cables de alto-voltaje subterráneos (cables OF). En la actualidad, el sistema de transmisión de la electricidad en la ciudad de Buenos Aires consiste en 400 Km de líneas de poder a 2 metros de pro-fundidad. Debido al movimiento termal de los ca-bles o a un daño por parte de un tercero, pueden ocurrir pérdidas, produciendo derrames de aceite al ambiente circundante.

Medio Ambiente


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El cable OF tiene por característica la aislación que está dada por una envoltura de papel saturado en aceite aislante. El centro del conductor tiene un pasaje para el fl uido que se difunde a través del con-ductor a la aislación de papel, siendo una cubierta de plomo la que actúa como contención exterior.

La instalación de los conductores constituye una terna alojada en una zanja de 2 m de profundidad.

Los conductores, componiendo una confi gura-ción denominada “trébol”, están sobre una cama de arena de 20 cm, la cual permite el libre movimiento del cable en las expansiones y contracciones pro-ducidas por las variaciones de carga, facilitando a su vez la disipación térmica.

La terna se divide en tramos hidráulicos de 2,3 km, que permiten la continuidad eléctrica del conductor, fraccionan hidráulicamente el cable de acuerdo a los cálculos realizados de altimetría del terreno, de tal manera de asegurar que el conduc-tor quede impregnado en el aceite aislante y por lo tanto la aislación eléctrica.

El consumo específi ca de aceite (CE) es de 5 litros/km/mes y es la cantidad de aceite que se re-pone al sistema como consecuencia de tareas de mantenimiento.

3. Características del aceite

El aceite utilizado es un producto muy difundi-do en el mundo desde hace más de 50 años. Los LABs, son la base para la fabricación de los deter-gentes utilizados a nivel domestico, industrial, etc.

Desde el punto de vista químico, el aceite “PEX AE” es una mezcla de hidrocarburos alifáticos uni-dos al núcleo bencénico, comprendido entre C10 y C13.

Los estudios experimentales efectuados con este aceite arrojaron los siguientes resultados:

Toxicidad aguda: (DL50) por vía oral en ra-tas > 28.20 g/kg

Toxicidad aguda: (DL50) por vía oral en ra-tas > 10.20 g/kg

De acuerdo a la Clasifi cación de Toxicidad de la Organización Mundial de la Salud, el aceite PEX-AE le corresponde el rango de Toxicidad 5 o sea Prácticamente No Tóxico.

4. Estudio de permeabilidad del aceite “PEX AE”

La determinación del índice de permeabilidad del aceite frente a diferentes tipos de suelos es importante para conocer el comportamiento del mismo en distintas situaciones medioambientales. Se aplicó la Norma ASTM D 5084-03 y se utilizó un parámetro de paredes fl exibles con cámara biaxial

Medio Ambiente


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5. Simulación de derrames

Conceptos:

A. Zona subsaturada: es la sección que se ubica inmediatamente por encima de la su-perfi cie freática y en ella coexisten los 3 es-tados de la materia (sólido, líquido y vapor). En su franja más superfi cial (franja edáfi ca), es donde se produce la mayor incorporación de las sales solubles que caracterizan el agua subterránea de ciclo. Además, es un fi ltro natural frente a los contaminantes, en su recorrido descendente hacia la zona sa-turada, o del agua subterránea propiamente dicha. Los contaminantes solubles, persis-tentes y estables (Cl, NO3) no son retenidos en la zona de aireación si existe excedente en el balance hídrico o zonas húmedas

La propagación de un Hidrocarburo (HC) en esta zona depende de las características propias del suelo por un lado y las del HC por el otro. Los HC más comunes suelen ser menos densos que el agua, se volatili-zan en mayor o menor medida y en general son inmiscibles en agua, por lo que pueden presentarse formando una fase líquida a-cuosa (FLNA).

B. Zona Saturada: aquí sólo se presentan los estados líquido (agua) y sólido (granos). El agua contenida en la zona de saturación es de dos tipos: una inmóvil que está adherida a la superfi cie (pelicular) y otra que recu-bre a la pelicular y es móvil bajo la acción gravitatoria (gravitacional) y dado que se extrae en las obras de captación, resulta la más peligrosa como medio de transporte de eventuales contaminantes.

Para esta zona en lo que hace al volumen del recurso deteriorado, se puede clasifi car a la contaminación en puntual y difusa.

La primera afecta a un volumen reducido del acuífero, extendiéndose sobre una su-perfi cie pequeña, presenta una elevada concentración que disminuye rápidamente por dilución si se elimina la fuente de con-taminación.

La segunda, afecta a volúmenes signifi -cativos del acuífero y en general presenta concentraciones relativamente bajas de los

contaminantes, pero es de más difícil cor-rección que la puntual.

Propagación:

Los HC pueden llegar a la zona saturada, luego de atravesar la subsaturada, dejando en esta última una mancha de HC inmóviles (saturación irreductible). La mancha origina la contaminación del agua que se infi ltra, debido a que una fracción de HC es solu-ble. La oscilación de la superfi cie freática desplaza verticalmente al HC, dando lugar a una mancha que puede ubicarse por en-cima o por debajo del nivel freático.

Tiempo de tránsito:

En el siguiente cuadro se exponen los va-lores de “Tiempo de tránsito” (años) del producto por la zona no saturada (ZNS) y los espesores de ZNS, que son una de las consideraciones a tener en cuenta cuando evaluamos derrames, además de la recar-ga neta, tipo de suelo, topografía y conduc-tividad hidráulica.

6. Evaluación de riesgo medioambiental por derrame de aceite “PEX AE” contenido en elec-troductos

Hipótesis: Posiblidad de contaminación del acuífe-ro (napa freática)

Los componentes básicos son tres:

a) Aceite: cantidades, propiedades físicas y químicas, degradación natural, propiedades toxicológicas, ecotoxicidad, etc.

b) Suelo: características físicas y químicas, propiedades, usos, etc.

c) Acuífero: (napa freática) características, profundidad, usos, etc.

Medio Ambiente


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Posible mecanismo de contaminación de la napa freática:

Descripción: El máximo volumen de aceite que pu-ede liberarse accidentalmente de un electroducto se estima en 500 l (con esta pérdida el sistema entra en crisis). La red de electroductos cuenta con sistemas de alarmas que permiten detectar inmediatamente un accidente con pérdida de más de 100 l. de aceite.El derrame se producirá a 2 m de profundidad. La ve-locidad de migración vertical calculada teóricamente es de 2.2 m/año (suelo homogéneo, humedad de 30% y desplazamiento homogéneo y compacto de la masa de aceite liberada).

7. Ensayo de remediación química

El objetivo principal es desarrollar una metodología de remediación que permita destruir el “PEX AE” que, como consecuencia de un derrame pudiera contaminar la tierra.

El estudio se basa en las siguientes premisas:

• Efectividad del método• Factibilidad condicionada al uso de recursos op-

erativos básicos (instalación, equipos, reactivos, mano de obra, servicios, seguridad, etc)

• Accesibilidad económica

Si bien en la bibliografía existen numerosas ref-erencias sobre distintas metodologías para remedi-ación de suelos contaminados con hidrocarburos, ba-sadas en diferentes principios operativos, elegimos la técnica de oxidación, por las siguientes razones:

• El procedimiento garantiza la destrucción prácti-camente total del aceite.

• Como consecuencia del tratamiento no se ge-neran otras sustancias contaminantes.

• La tierra descontaminada se reintegra a su lugar de origen.

• El procedimiento elegido está validado y reco-mendado internacionalmente.

Se diseñó un modelo de un cable subterráneo para proporcionar datos sobre las condiciones a partir de un derrame, las propiedades de disper-sión del fl uido en el subsuelo terrestre y su impacto ecológico potencial. En un primer caso, se diseñó un experimento de simulación (la tierra en los frascos graduados y columnas de aceite) con la fi nalidad de estudiar la permeabilidad del fl uido y las velocidades de migración. Además, se aplicaron los protocolos de valoración de riesgo para evaluar la toxicidad po-tencial. Además de la biodegradación, se estudiaron las posibilidades de remediación química como una alternativa a la intervención inmediata y el monitoreo periódico.

Ensayos en laboratorio:

Se trabajó sobre una muestra de tierra mezclada con aceite “PEX AE” y se utilizaron reactivos como ser: agua oxigenada, sulfato ferroso sólido, hipoclo-rito de sodio, ácido clorhídrico, hidróxido de sodio.

Las determinaciones efectuadas fueron:

• Cuantifi cación del contenido inicial de aceite en las muestras de tierra y en diferentes tiempos del proceso oxidativo.

• Cuantifi cación de agua oxigenada en diferentes tiempos del proceso oxidativo.

• Cuantifi cación de ion ferroso en diferentes tiem-pos del proceso oxidativo.

Todos los resultados obtenidos en distintas etapas y variadas condiciones del proceso oxidativo aplicado, permitieron arribar a las siguientes conclu-siones:

1. El proceso oxidativo utilizado produce una destrucción del 98% del contenido de aceite presente en la tierra tratada.

2. En la tierra tratada no se detectó la presencia de otras moléculas orgánicas residuales.

Criterio de Remediación:

Para el caso de tratamientos de tierras contami-

Medio Ambiente


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• Caracterización del derrame: cantidad e aceite, tipo de suelo, profundidad de napa.

• Comunicación a la autoridad pertinente.• Defi nir de común acuerdo la conducta a seguir:

remediación o monitoreo.• Diseñar el programa de implementación de la

decisión adoptada.• Seguimiento del caso.

8. Resultados obtenidos utilizando el proce-dimiento de biorremediación natural

Estudios preliminares determinaron que la biode gradación natural puede constituir una técnica efi ci-ente para remediar derrames de aceites derivados de los alquilbencenos lineales. El tratamiento del derrame consiste en la extracción del suelo impreg-nado en aceite mediante una excavación adecua-da y posterior disposición del mismo en cajones acondicionados con material plástico aislante. Se toman muestras para establecer los valores inicia-les de los hidrocarburos al comienzo del tratamien-to. Periódicamente la tierra se bioventea mecánica-mente, y se establece un programa de monitoreo para evaluar los cambios cuantitativos en el con-tenido de aceite. Los métodos analíticos utilizados fueron EPA 9071B y cromatografía ga-seosa con detección por espectrometría de masas (GC/MSD).

Los resultados obtenidos para seis derrames estudiados se detallan en la siguiente tabla:

9. Conclusiones Finales

Este trabajo permite concluir que el tratamiento de biorremediación natural del área impactada por el derrame de aceite resultó efectivo, observán-dose una sustancial disminución en la concen-tración de aceite. La meta fi nal de este proyecto de recuperación y mitigación, es devolver al sitio a su condición de precontaminación, lo cual incluye, la utilización del suelo tratado como relleno para futuras canalizaciones.

nadas, se pueden aplicar dos caminos posibles:

• Remediar.• Monitorear.

La necesidad de aplicar un proceso de reme-diación se basa en:• Peligrosidad del producto derramado.• Cantidad de producto derramado• Superfi cie afectada.• Riesgo a la salud humana.• Riesgo al medio ambiente.• Contaminación de un recurso hídrico.• Otras.

Si de las respuestas a las cuestiones plant-eadas surge que no es indispensable y urgente aplicar técnicas de remediación, entonces sí se debe aplicar un programa de monitoreo que con-temple:

• Delimitación del área afectada.• Estudio geológico del suelo.• Determinación de la profundidad de la napa

freática y el sentido de escurrimiento.• Determinación de cantidad y ubicación de

pozos de monitoreo de tierra.• Determinación de cantidad y ubicación de

freatímetros para estudio de agua subter-ránea.

• Determinación de frecuencia de muestreo.

Para nuestro caso, un derrame de aceite con-tenido en un electroducto enterrado a 2 m de pro-fundidad, tenemos:

• Aceite prácticamente no tóxico, insoluble en agua.

• Cantidad de aceite no mayor a 500 l.• No hay superfi cie afectada puesto que el

evento es a 2 m de profundidad.• Prácticamente no hay riesgo a la salud humana.• Prácticamente no hay riesgo al medio

ambiente.• El recurso hídrico (napa freática) potencial-

mente contaminable. • El área potencialmente afectada no consti-

tuye una reserva para actividades vincula-das con la economía humana.

• La implementación de un proceso de reme-di-ación puede afectar seriamente la prestación del servicio eléctrico y crear inconvenientes en el vecindario.

Por lo expuesto, la metodología a aplicar fr-ente a un accidente con derrame de aceite, debe contemplar:

Medio Ambiente


36

1. Introducción

En el presente el servicio eléc-trico es un servicio esencial.

Asimismo la energía eléctrica implica riesgos para las perso-nas, ya sea directamente por el efecto de un choque eléctrico o indirectamente, como fuente de calor capaz de generar un incen-dio o una explosión en determi-nados ambientes.

En caso de averías, se caracteriza por una manifestación brusca, de corta duración pero con una elevada concentración energética.

En un sistema eléctrico de potencia aparecen distintos tipos de instalaciones y equipamien-tos que permiten que la energía llegue desde los puntos de gene-ración a cada uno de los clientes.

En grandes bloques nos en-contramos con:

Sistemas para la protección contra incendios en

subestacionesMiguel Correa, Roberto Licursi / EDESUR S.A.

Guillermo Ureta / Asesor ExternoARGENTINA

[email protected]@edesur.com.ar

Congreso Internacional: Sostenibilidad y la Industria Eléctrica – CISLIE 2009 21 al 24 de abril de 2009 Buenos Aires, Argentina

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN

2. ANTECEDENTES

3. PRINCIPIOS BÁSICOS

4. CRITERIOS 5. SISTEMAS DE DETECCIÓN AUTOMÁTICA DE INCENDIOS

6. SISTEMAS MANUALES DE EXTINCIÓN DE INCENDIOS

7. RESERVA DE AGUA

8. CONCLUSIONES

9. LECCIONES APRENDIDAS

10. RECOMENDACIONES

11. MARCO NORMATIVO CON- SIDERADO

• Generación: Centrales térmi-cas, hidráulicas, nucleares etc. que además de los generadores propiamente dichos incluyen transforma-dores que elevan el nivel de salida de estos al necesario para la transmisión y distin-tos equipos de protección y maniobra.

• Transmisión: básicamente Líneas y Cables de Alta Ten-sión (AT) y Subestaciones Transformadoras elevado-ras y reductoras entre distin-tos niveles de Alta Tensión (500/220/132/66 KV).

• Distribución: Subestacio-nes de Alta a Media Ten-sión (MT), líneas de baja y media tensión, centros de transformación, líneas y cables de baja tensión (BT) y equipamiento de manio-bra y protección para los distintos niveles de tensión.(132/33/13.2 KV)

Salud y Seguridad en el Trabajo


37

Específi camente cuando se plantea la necesidad de prote-ger instalaciones contra incen-dios deberíamos determinar la magnitud del riesgo que resulta aceptable, para ello debería plantearse:

¿Qué daño resulta aceptable? ¿Cómo controlamos la propagación? ¿Cómo minimizamos el daño?

En general el expertise de esta especialidad, queda a cargo de los Especialistas Senior de Higiene y Seguridad de las em-presas.

2. Antecedentes

En EDESUR coexisten algu-nas subestaciones antiguas con construcciones recientes con tec-nología de última generación, lo que implica una enorme variedad de características edilicias, equi-pamientos eléctricos de poten-cia, equipamiento de protección eléctrica y por supuesto disímiles instalaciones para la prevención de incendios.A su vez las empresas Agua y Energía, SEGBA y CIAE adop-taron distintos sistemas de ex-tinción, distinguiéndose por el uso de sistemas en base a agua fraccionada o dióxido de carbo-no las primeras y solo dióxido de carbono en las subestaciones de la última empresa mencionada.

Si a lo expuesto se suma la aparición de otros factores como ser la presencia de elementos de absorción acústica para disminuir el nivel de ruido, cambios norma-tivos, criterios de reserva, etc., el producto fi nal resultante es una diversidad de equipamientos cuya operatividad y efectividad, a la luz de eventos acaecidos con el accio-namiento de sistemas de extinción similares con resultados diferentes, resulta al menos inquietante.

3. Principios básicos

La idea básica de la protec-ción contra incendios consiste en la preservación de la vida de las personas, permitiendo que las mismas puedan evacuar rápida-mente los edifi cios siniestrados y llegar a un lugar seguro.

Una vez asegurados estos as-pectos, se encara la protección del equipamiento y del propio edifi cio, para ello se sugiere, di-señar las obras civiles y las insta-laciones teniendo en cuenta los siguientes aspectos:

• Difi cultar la generación de in-cendios

• Detectar rápidamente la presencia de humo o fuego

• Permitir la rápida evacuación de las personas

• Evitar la propagación del si-niestro y humos tóxicos

• Facilitar el acceso de Bom-beros

• Prever instalaciones de extin-ción

• Contar con una reserva a-decuada de agua

Para evitar los siniestros y/o disminuir a su mínima expresión los daños provocados por los in-cendios, se recomienda que la protección contemple tres aspec-tos básicos que son:

• Aspectos preventivos

• Protección pasiva

• Protección activa

3.1. Aspectos Preventivos

Contempla todas aquellas acciones tendientes a evitar el origen del incendio, como ser cuidado del orden y limpieza, control en el almacenamiento

de material infl amable, mante-nimiento y control de instalacio-nes, etc.

En el caso particular de las subestaciones, incluye las ac-tividades de mantenimiento del equipo electromecánico, el fun-cionamiento y la calibración de las protecciones.

3.2. Protección pasiva (o tam-bién denominada estructural)

Conjunto de elementos o dis-posiciones constructivas que evi-tan la propagación del fuego.

Se refi ere a la resistencia al fuego de los materiales y e-lementos constitutivos de los edifi cios, muros y puertas corta-fuego, sistemas de recolección de aceites, sellados de pases de instalaciones, pintura ignífuga sobre cables, etc.

3.3. Protección activa

Sistemas que una vez de-clarado el incendio, sirven para proceder a extinguirlo o mante-nerlo controlado.

Comprende a los equipos manuales de extinción: extin-guidores en base a CO2 o polvo químico (Monnex), instalaciones fi jas contra incendios en base a agua, espumas sintéticas AFFF, o gases de accionamiento manu-al o automático, etc.

4. Criterios

En virtud de los estudios real-izados, considerando la carga de fuego y la probabilidad de ocur-rencia de un siniestro en los dis-tintos equipamientos de las sub-estaciones se adopta el siguiente ordenamiento.

• Transformadores y reactan-cias en aceite



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provisión de agua o un tanque de reserva y motobomba o bien una combinación de ambos.

Estos caudales se utilizan para dimensionar los sistemas de recolección y conducción de los líquidos hacia la cisterna de forma tal de evitar desbordes (Para las conducciones de líqui-dos se recomienda considerar un sobredimensionamiento del 50 % por el eventual derrame de aceite).

4.1.2. Dióxido de Carbono (CO2)

Cuando las dimensiones de las subestaciones no permitan la construcción de sistemas de extinción por agua fraccionada y en subestaciones tipo interior, se podrán utilizar sistemas de inun-dación de gas dióxido de carbono.

Para el diseño de estos siste-mas se considerará contingencia simple, es decir incendio de una sola máquina.

Se recomienda adoptar los siguientes parámetros (NFPA 12), referidos siempre al recinto con mayores requerimientos:

• Concentración de diseño: 50 % (1,6 kg/m3)

• Sótanos y túneles de cables• Capacitores• Grupos electrógenos • Salas auxiliares (comando,

protecciones, telecontrol, baterías, etc)

Los criterios adoptados en cada caso son:

4.1. Transformadores de po-tencia o reactancias en aceite

Estos equipos se pueden en-contrar instalados dentro de re-cintos o “boxes” cerrados o bien en intemperie con un foso de recolección de aceite que limita el área de derrame. La carga de fuego (equivalente en Kg/m2 de madera) se calculó como el volu-men total de aceite de la máqui-na de mayor capacidad referido a la superfi cie que limitaría el eventual derrame de aceite (en SE con recintos cerrados se con-sideró la superfi cie del recinto).

Los valores obtenidos varían entre 1600 y 2400 Kg/m2.

A los fi nes prácticos resulta impensable construir un recinto que pueda resistir estos niveles de carga de fuego, por lo cual se debe hacer pasar el aceite que se pueda derramar a través de un sistema cortallama y luego sea recolectado y evacuado a una cisterna. EDESUR cuenta con este tipo de sistemas en to-das las subestaciones.

Aún así, el calor producido por el aceite en combustión dentro del transformador o del recinto (antes de que sea evacuado a la cisterna) puede producir una cantidad de calor sufi ciente para deteriorar las edifi caciones o eq-uipamientos cercanos.

En función de las distancias y al-turas relativas se determina la con-strucción de muros cortafuegos.

Las normas indican la nece-

sidad de construir muros corta-fuegos entre transformadores cuando la distancia entre ellos es inferior a 9,6 m.

Cuando no es factible ase-gurar la integridad de los otros transformadores u otros bienes por este medio, se utilizará un sistema de extinción automática de incendios

Los sistemas automáticos de extinción que se utilizarán será alguno de los siguientes o com-binaciones de ellos:

4.1.1. Agua fraccionada

Preferentemente para la protección contra incendios de transformadores se utilizarán sistemas fi jos automáticos de Agua Fraccionada.

Para el diseño de estos siste-mas se considera contingencia simple, es decir incendio de una sola máquina.

La norma NFPA 15 recomien-da los siguientes parámetros, referidos siempre al transforma-dor con mayores requerimientos:

• Densidad de aplicación: 10,2 litros/minuto/m2 (*)

• Tiempo de aplicación: 60 minutos (**). El sistema constará de un tanque hidroneumático para la

Tanque hidroneumático de 17000 litros SE AZOPARDO

Sistema de agua fraccionada so-bre transformador de 300 MVA SE

Costanera



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• Tasa de aplicación: La con-centración de diseño debe alcanzarse en un lapso de 7 minutos, pero en los pri-meros dos minutos deberá alcanzarse como mínimo una concentración del 30 %.

• Una vez alcanzada la con-centración de diseño esta debe mantenerse por un período de 20 minutos.

• En los recintos donde se re-quiera el cierre de aberturas o ventilaciones se utilizarán dampers.

• Para seguridad de las perso-nas sugerimos el retardo del disparo del gas y accionar dentro del recinto en emer-gencia señales acústicas y luminosas que sirvan para advertir al personal sobre la inminente inundación con gas a fi n de que evacuen el local.

• Se recomienda prever dis-positivos para inhibir el dis-paro del sistema para cuando se deba ingresar a los recin-tos para realizar tareas de mantenimiento.

4.2. Transformadores de servi-cios auxiliares

Se sugiere el uso de transfor-madores de servicios auxiliares con aislamiento seco

Si se adoptan transforma-dores con aislamiento en líqui-dos se recomienda prever:

Para transformadores con líquidos aislantes con tempera-tura de infl amación mayor a 300 ºC (siliconados, etc.) un sistema de recolección de aceite

Para transformadores con aceite mineral un sistema de re-colección de aceite conectado a la cisterna y un sistema de extin-ción automático por gas (opcio-nalmente agua fraccionada).

4.3. Sótanos y túneles de ca-bles

Las diferentes opciones y combinaciones de sistemas, que podemos utilizar en la protección de estos recintos son:

• Pintado de los cables con un elastómero de base acuosa (THEMALASTIC 83), espe-sor fi nal 1.6 mm, resistente al fuego externo y evita la propa-gación de la llamas. Para el sellado de pases de cables se utiliza un panel de fi bra mineral compactada FIRE-STOP- PANEL 310, con una capa fi nal de pintura ignifuga.

• Sistema de extinción a base de gas (CO2)

• Sistema de extinción por agua fraccionada, combina-do con detectores de humo y cable de detección lineal (PROTECTOWIRE)

En las subestaciones críticas se recomienda instalar sistemas de extinción en base a gases en sótanos, túneles y galerías con cables tanto de potencia como de comando

Para los sistemas de extinción automáticos se seguirán los lineamientos indicados en los puntos 3.1.1 y 3.1.2 (agua fraccionada y dióxido de carbono respectivamente).

Cables de 132 KV con protectowire y sistema de extinción por agua frac-

cionada

Cables de media tensión con pintura ignífuga

SE EUGENIO BLANCO

Cortina metálica (Damper) SE Rivada-via

Batería de tubos de CO2 SE Rivadavia



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4.4. Capacitores

Para baterías de capacitores se sugiere instalarlos en salas que no contengan otras instala-ciones (salvo sus interruptores de maniobra) con adecuada re-sistencia al fuego. Si las mismas están ubicadas en salas inde-pendientes (una batería por re-cinto) no se considera necesaria la instalación de sistemas de ex-tinción de incendios automáticos.

Si la disposición constructiva no permite independizar las ba-terías de capacitores en distintas salas, se podrían colocar siste-mas de extinción por inundación de gases

4.5. Salas de terminales y equi-pamiento de alta tensión

Dado que el equipamiento de alta tensión utilizado en las sub-estaciones no representa una carga de fuego importante (salvo en aquellos casos con interrup-tores en gran volumen de aceite, para los cuales caben las mis-mas consideraciones que para transformadores) y de acuerdo a la experiencia no se considera necesario instalar equipamiento de extinción automática.

Si el local alberga también cables del tipo OF, debería como mínimo procurarse la eventual contención del aceite por pérdidas en los terminales. Para tanques de compensación sugerimos que se instalen en locales independientes, con un sistema de recolección capaz de contener los derrames, que debe conectarse mediante un conducto provisto de un sifón a un depósito.

4.6. Playas de terminales y eq-uipamiento de alta tensión

Dado que el equipamiento de alta tensión utilizado en las pla-yas de maniobras no representa

una carga de fuego importante (salvo en aquellos casos con in-terruptores en gran volumen de aceite, para los cuales caben las mismas consideraciones que para transformadores), no se re-quieren equipamientos de extin-ción automática.

En donde existan cables del tipo OF, se sugiere procurar la eventual contención del aceite por pérdidas en los terminales y la eventual proyección de aceite incendiado en las inmediaciones

Se recomienda prever un sistema de recolección y depósi-to vinculados mediante un con-ducto provisto de un sifón para los tanques de compensación con capacidad de contener los derrames.

4.7. Salas de comando, releva-dores, protecciones, teleco-municaciones y/o telecontrol:

No se considera necesario colocar sistemas de extinción au-tomática en estas salas, excepto en las subestaciones críticas, donde se instalarán sistemas de extinción automática por gases que realicen la inyección dentro de los gabinetes.

4.8. Salas con equipamiento de media tensión

Cuando existan salas inde-pendientes para cada conjunto de celdas de media tensión (bar-ra), no se requerirá la instalación de un sistema automático de ex-tinción de incendios.

Cuando en una misma sala coexistan celdas de distintas barras, se sugiere instalar un sistema automático de extinción en base a gases.

Se sugiere tener en cuenta que en ese caso deberá reali-zarse la inundación del local, ya que por las características de los

equipamientos a prueba de arco interno, no se podrán colocar ca-ños que acometan en el interior de las mismas.

4.9. Salas de baterías

No se considera necesaria la instalación de un sistema de ex-tinción automática de incendios. No obstante si en la subestación hay salas o equipos que cuentan con sistemas de extinción por gases, puede analizarse la con-veniencia de ampliar la protec-ción.

5. Sistemas de detección au-tomática de incendios

Las normas indican la insta-lación de dispositivos de de-tección de humo en cantidad sufi ciente para cubrir todos los locales de la subestación.

Para transformadores o en equipamientos ubicados al aire libre se sugiere el uso de detec-tores de temperatura

En los locales o instalaciones donde se instalen dispositivos de extinción automática se reco-mienda el uso detectores adicio-nales que provean una detección cruzada para evitar disparos por falsas alarmas de estos siste-mas. En general los detectores adicionales deberán responder a variables diferentes a los de de-tección, pudiéndose utilizar de-tectores de temperatura si los de detección responden a presencia de humo.

Para bandejas de cables se preferirá la utilización de detecto-res lineales de temperatura (Pro-tectowire o similar).

En las salas de baterías se sugiere utilizar además detecto-res de atmósfera explosiva.



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Las señales provenientes de los detectores convergerán a una central de alarmas, la cual dará información local acústica y lumi-nosa y podrá disponer de salidas para transmitir las alarmas.

En caso de que la subestación cuente además con sistemas au-tomáticos de extinción, esta cen-tral deberá comandar los mis-mos.

6. Sistemas manuales de ex-tinción de incendios

• Extinguidores: La cantidad, tipo y ubicación de extin-guidores portátiles a instalar en cada subestación será de acuerdo a la Norma Iram 3517-1 y 2

• Red de hidrantes: De acuer-do a la normativa vigente se instalará una red de hidran-tes para la alimentación de los equipos de los cuerpos de bomberos de forma tal que la distancia máxima de un hidrante a cada riesgo no supere los 25 m.

• Bocas de impulsión: Se de-

berá prever la colocación de dos bocas de impulsión

• Generadores de espuma: Se dispusieron equipos por-tátiles que producen la mez-cla de un agente espumígeno con agua por efecto venturi. Estos equipos deben ser ali-mentados por un sistema de agua a presión del orden de los 7 Kg/cm2.

• En el caso de EDESUR este equipo está previsto para ser utilizado por los cuerpos de bomberos que concurran en caso de siniestro. Dado que la espuma es conductora de electricidad, su aplicación de-berá realizarse únicamente sobre instalaciones desener-gizadas.

• EDESUR posee un único equipo fi jo de espuma pro visto de un tanque de reser-va, bomba y 4 monitores de uso manual para los trans-formadores de potencia de la SE ABASTO.

7. Reserva de agua

En las subestaciones se re-comienda la construcción de un tanque de reserva de agua para uso exclusivo de bomberos con una capacidad de 60 m3 (equivalente al consumo de una

manguera de incendios durante una hora de uso).

Estos volúmenes podrían re-ducirse a la mitad en aquellas subestaciones ubicadas en zo-nas donde exista red pública de incendios.

Los volúmenes indicados de reserva de agua son indepen-dientes de los indicados para los sistemas automáticos de extin-ción por agua fraccionada.

El tanque de reserva se su-giere ubicarlo a una altura tal que asegure una presión de 1 kg/cm2 en la boca más alejada, debiendo contar en su salida con una válvula de retención para evitar refl ujos en caso de que los bomberos deban inyectar agua por las bocas de impulsión.

Resulta conveniente verifi car con los destacamentos de incen-dio de cada zona el tipo de rosca a utilizar en estas bocas.

8. Conclusiones

Es necesario asegurar que los siniestros queden conteni-dos dentro del recinto donde se produjeron, evitando la propa-gación a los otros sectores de la SSEE. Es importante contar con sistemas de Protección que ase-guren mitigar el fuego a su mín-ima expresión, hasta que llegue ayuda externa para la extinción defi nitiva.

9. Lecciones aprendidas

No existe una solución única, la misma dependerá del tipo de instalación a proteger, riesgo a proteger, y disponibilidad de es-pacio para la instalación de los equipos más adecuados para la extinción del siniestro.

Equipo espumígeno portátil

Detección combinada temperatura (pro-tectowire) y humoSE AZOPARDO II



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En este aspecto EDESUR de-sarrollo un programa de visitas a sus instalaciones con los respon-sables de los cuarteles de bom-beros en cuya área de infl uencia se encuentra cada subestación y se desarrollaron actividades de capacitación sobre el recono-cimiento de cada tipo de equi-pamiento y los riesgos que conl-levan.

11. Marco Normativo consi-derado

• Decreto 351/79 reglamentario de la Ley Nacional de Higiene y Seguridad 19587

10. Recomendaciones

Dotar a las SSEE de disposi-tivos de protecciones pasivas y activas contra incendio, diseñan-do y respetando un plan de man-tenimiento periódico que asegure el buen funcionamiento ante un improbable siniestro. Además entendemos que resulta conve-niente mantener un contacto fl u-ido con los Bomberos, Defensa Civil y otros organismos que pu-edan llegar a tener intervención en caso de emergencia para que los mismos conozcan las insta-laciones y puedan planifi car pre-viamente su intervención.


• Norma IRAM 3632 Instalaciones fi jas contra incendio – Sistemas de extinción a base de dióxido de carbono

• Norma IRAM 3632 Instalaciones fi jas contra incendio – Sistemas fi jos de agua fraccionada

• NFPA 12 Standard on Carbon Dioxide Extinguishing Systems

• NFPA 15 Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection

• NFPA 80 Recommended prac-tice for protection of buildings

• NTP 39: Resistencia ante el fuego de elementos constructi-vos (MTAS España)

• IEEE Std 979/94 “IEEE Guide for Subestation FIRE Protection


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Resumen: La penetración de la Generación Distribuida (GD) está creciendo de manera muy signifi cativa debido a sus ventajas para los consumidores y las compañías eléctricas s, básicamente, mejora de la efi ciencia energética, aprovechamiento del calor residual, reducción del impacto medioambiental, mejora de la fi abilidad y la fl exibilidad, reducción de inversiones y benefi cios operacionales para la red.

Una MICRORRED es una agrupación de pequeñas (ej. < 500 Kw) fuentes de energía distribuidas, sistemas de almacenamiento, y cargas controlables conectadas a una red de distribución de baja tensión. Esta agrupación opera “conectada” a la red de distribución de media tensión, a través de un transformador de potencia, o “en isla”, actuando como un único sistema controlable dentro de dicha red. Las predicciones indi-can que el número de microrredes crecerá exponencialmente durante los próximos años.

Este paper identifi ca y analiza las principales difi cultades para lograr un comportamiento coordinado del sistema de protección de la microrred en caso de cortocircuitos en la red de media tensión, y especialmente en caso de faltas dentro de la propia microrred. Para hacer frente a los fl ujos de energía bidireccionales originados por un elevado número de genera-

dores distribuidos, y para despejar adecuadamente faltas internas a la microrred cuando ésta es operada en “modo isla”, se hacen necesarios nuevos esquemas de protección.

El compromiso entre seguridad y coste impone una serie de restricciones a la hora de implementar soluciones, pues hay que tener en cuenta que sistemas de protección muy complejos y caros no serán económicamente viables en el entorno de la baja tensión. Este paper presenta soluciones basadas en la aplicación de funciones de protec-ción sencillas, potenciadas por el uso de las comunicaciones de los IEDs que las soportan.

Se identifi can nuevas oportunidades que se presentan al compartir datos en tiempo real entre las protecciones de los generadores y las cargas de la microrred, así como con el sistema de protección de media tensión.

De esta manera se consigue una optimización en la operación de la microrred, despejando selectivamente las faltas, y propiciando secuencias de restauración del sistema para regresar a las condiciones de servicio normales.

Y se analizan soluciones basadas en arquitecturas de comunicaciones centralizadas y descentralizadas, ponien-do de manifi esto sus ventajas y desventajas.

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN

2. RETOS EN LA PROTECCIÓN DE MICRORREDES

3. MÉTODOS INNOVADORES PARA LA PROTECCIÓN DE MICRORREDES

4. ARQIUTECTURAS DE COMUNICACIONES Y PROTOCOLOS

5. CONCLUSIONES

6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁ- FICAS

Nuevas exigencias y aplicaciones decomunicaciones para la protección

de microrredesRafael Quintanilla, José M. Yarza / ZIV P+C, SL

BRASIL [email protected]

VI Seminario Internacional: SMART GRID en Sistemas de Distribución y Transmisión de Energía Eléctrica - CIERTEC 2009

28 al 30 de octubre de 2009Belo Horizonte, Brasil

Protección de Microrredes


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1. Introducción

Las redes de distribución están sufriendo un proceso de transformación que las está convirtien-do en redes activas, básicamente porque su explo-tación y su control comienzan a ser distribuidos, y porque han de soportar fl ujos bidireccionales de potencia.

El principal desencadenante de esta trans-formación es la Generación Distribuida (GD). La penetración de la GD ha aumentado extraordina-riamente desde fi nales de los años 90, y las previ-siones indican que su crecimiento se incrementará aún más los próximos años.

La GD puede defi nirse como “generación no ordinaria”, que se conecta a la red de distribución, y se basa tanto en energías renovables como en ciclos combinados (CHP). Generadores eólicos, paneles fotovoltaicos, la energía de las olas y las mareas, centrales mini-hidráulicas, centrales de biomasa, ciclos combinados industriales y do-mésticos, micro-turbinas de gas, pilas de combus-tible, motores Stirling, etc., constituyen algunas las tecnologías de generación más habituales en el ámbito de la GD.

La GD ofrece muchas otras ventajas:• Aprovechamiento de calor residual• Reducción de pérdidas por su proximidad al

consumo• Reducción de las emisiones de CO2• Menor dependencia de los combustibles fósiles• Reducción de las inversiones en la red eléc-

trica al reducir su congestión

Y extendiendo el concepto GD a Recursos Dis-tribuidos (RD), hemos de considerar también los dispositivos de almacenamiento distribuidos (fl y-wheels, baterías, etc.) y las cargas controlables, que dan lugar al concepto “gestión de la deman-da”. Y cada vez con más fuerza, el coche eléctrico surge como dispositivo tanto de almacenamiento de energía como carga propiamente dicha.Todos los RD comparten una característica en común, esencial para su adecuada contribución al sistema eléctrico de potencia, son dispositivos “controlables”.

La implantación de las tecnologías que hacen realidad las redes de distribución activas propicia la aparición nuevos conceptos de sistema, entre los cuales es paradigmático el concepto de “mi-crorred”.

Pero, ¿qué es una microrred?. Es una agrupa-ción de Recursos Distribuidos (generadores, siste-mas de almacenamiento y cargas) conectados en baja tensión e interconectados a la red de distri-bución de media tensión, y que operan en la red como un único sistema controlable. Las microrre-des suelen ser de arquitectura radial, y su tamaño puede estar ir de las decenas de kW hasta la es-cala MW.

Básicamente son capaces de:• Operar conectadas a la red de MT.• Operar aisladas de la red de MT, “en isla”, en

caso de faltas en la red de MT.• Habitualmente proporcionar tanto electricidad

como energía calorífi ca al consumidor.

Figura 2. Ejemplo de microrred residencial


Figura 1. Sistema de generación basado en las olas del mar


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Las microrredes ofrecen muchas ventajas tanto a los consumidores fi nales, como a las compañías eléctricas, como a la sociedad en general:

• Mejoran la efi ciencia energética del sistema.• Minimizan el consumo global de energía.• Reducen la emisión de gases de efecto inver-

nadero y la polución.• Mejoran la calidad del servicio y su fi abilidad.• Son ventajosas económicamente sustituyendo

otras infraestructuras eléctricas convenciona-les.

Por todos estos motivos, para obtener el máxi-mo benefi cio tanto para el consumidor como para la red, es imprescindible lograr una buena coordi-nación entre la microrred y la red de MT. Llevada esta necesidad al ámbito de la protección, se im-pone la necesidad de diseñar sistemas que garan-ticen la calidad del suministro en condiciones de operación normales y durante contingencias tanto fuera como dentro de la microrred.

2. Retos en la protección de microrredes

En general, una microrred puede operar tanto conectada a la red de distribución como en modo isla. Es esencial proteger esta microrred en ambos modos de operación frente a cualquier tipo de fal-ta, tanto las que ocurran en la red de distribución como las que sean internas a la propia microrred.

Considerando cómo son actualmente los siste-mas de protección en distribución, diseñados para arquitecturas radiales, basados habitualmente en descargadores de tensión para responder a so-bretensiones transitorias y fusibles o limitadores de corriente para responder ante faltas, la protec-ción de una microrred plantea nuevos retos técni-cos a los que hay que hacer frente. A continuación se enumeran los más signifi cativos de entre estos nuevos condicionantes:

• Cambios en la estructura de las redes de distri-bución: Presencia de generación tanto en me-dia tensión como en baja tensión. Este hecho conlleva la existencia de fl ujos bidireccionales de energía.

• Posibilidad de dos m odos de operación de la microrred frente a la red de distribución: co-nectada a red o en isla.

• Cambios topológicos de la microrred por co-nexiones y desconexiones de generadores, dispositivos de almacenamiento y cargas.

• Intermitencia de algunas fuentes de gene-ración, esencialmente las renovables, que de-penden del sol, del viento, de las olas, etc.

• Tecnologías de generación y almacenamiento que se conectan a la red de baja tensión me-diante dispositivos de electrónica de poten-cia (inversores DC/AC), cuya capacidad para producir corriente de cortocircuito está muy limitada. Estos dispositivos no son capaces de proporcionar más de entre 1,2 a 2 veces la intensidad nominal en caso de cortocircuito, frente a valores muy superiores que pueden ser proporcionados por los generadores sín-cronos tradicionales.

• Se reducen los tiempos máximos permisibles para despejar faltas tanto en la red de media tensión como en la de baja tensión con objeto de mantener la estabilidad de las microrredes.

El objetivo es mantener la seguridad y la estabi-lidad de la microrred tanto cuando está conectada a la red como cuando opera en modo isla. Por mo-tivos de seguridad, actualmente no está permiti-do en muchos sitios que las microrredes operen en isla, pero en el futuro probablemente sea un modo de operación aceptado por los benefi cios que puede aportar. Y realmente la operación “en isla” es la que más difi cultades presenta en el di-seño del sistema de protección de una microrred.

Son esenciales esquemas de protección avan-zados, que se adapten a las confi guraciones y condiciones cambiantes de la microrred y de la propia red de distribución. Se puede afi rmar que las protecciones se van a convertir en una parte integral de la automatización de la distribución. Problemas que anteriormente eran sólo relevantes para los sistemas de transmisión, como estabilidad y control de frecuencia, ahora empiezan a ser re-levantes también para los sistemas de distribución.

La bidireccionalidad el fl ujo de potencia exige protecciones más complejas, al menos exige que sean direccionales. Pero el principal caballo de batalla en la protección de una microrred, para faltas internas, es la variabilidad de las corrien-tes de circuito en función de la confi guración del momento, fenómeno particularmente signifi cativo cuando se encuentra operando en isla.

Básicamente, el sistema de protección ideal de una microrred debe responder tanto ante faltas en el sistema de distribución como ante faltas inter-nas. A continuación vamos a hacer un análisis dela casuística que se puede presentar.



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Cuando la microrred está conectada a la red de distribución, sea la falta interna o externa a la microrred, está prácticamente garantizada la exis-tencia de una corriente de cortocircuito sufi ciente-mente elevada para detectarla rápidamente.

Si es externa (F1), será el sistema de protec-ción de MT el que tratará de separar lo antes posi-ble la microrred de la red de distribución abriendo CB2, y si se puede lograr un equilibrio sufi ciente entre carga y generación/almacenamiento, la mi-crorred podrá continuar su operación en isla. En caso de que no actúe correctamente la protección del sistema de MT, tendrá que ser la protección de la microrred quien actúe abriendo el interruptor CB3, pudiendo presentarse problemas de sensibi-lidad si la corriente de cortocircuito generada en la microrred es baja.

Si la falta es externa, pero dentro del transfor-mador MT/BT (F2), CB2 tendrá que ser abierto por las protecciones de MT, y transferirá esa a-pertura a CB3. En caso de fallo en la transferen-cia, de nuevo tendrá que ser la protección de la microrred quien actúe abriendo el interruptor CB3. Nos encontramos con la misma posibilidad que en el caso anterior de problemas de sensibilidad.

Si la falta es interna en un alimentador (F3), también la red de distribución aportará una cor-riente de cortocircuito elevada, con lo que una pro-tección de sobreintensidad direccional dentro de la microrred podrá detectarla perfectamente.

El objetivo es desconectar la menor porción po-sible de la microrred, por lo que será despejada con la apertura de CB4 en base principalmente a la aportación de corriente de la red de MT, y de SW1, SW2, SW5 y SW6. En este caso se pueden presentar también problemas de sensibilidad si la aportación de los generadores de la microrred es baja, aunque se puede utilizar un sistema de transferencia del disparo a los dispositivos SWi correspondientes, y el resultado puede ser que se creen sub-microrredes.Y fi nalmente, si la falta es interna en un generador o en una carga (F4), la protección de la microrred deberá abrir el elemento SW1 para minimizar el área afectada. Y en caso de que no sea posible abrir este elemento, deberán abrirse CB4, SW2, SW5 y SW6. Y los problemas de sensibilidad y so-lución son los mismos que para la falta F3.

Cuando la microrred está operando en isla es cuando se ponen de manifi esto las mayores difi cultades para protegerla. La no existencia de aportación de la red de distribución a las faltas internas supone una drástica reducción de la cor-


Figura 3. Faltas en la red de distribución y en la microrred


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riente de cortocircuito, máxime si no hay presencia de generadores síncronos. Esta circunstancia a-fecta a los relés de protección en términos de sen-sibilidad. Como ya se ha dicho anteriormente, los generadores que se conectan a la red de baja ten-sión mediante inversores no son capaces de ge-nerar intensidades de cortocircuito muy superiores a su intensidad nominal, por lo que es complicado ajustar las unidades de sobreintensidad con ar-ranques muy poco superiores a la carga máxima.

Además, a esto se añade que las condiciones de operación de la microrred están cambiando constantemente, lo que hace muy variable dicha corriente de circuito. En este sentido son las e-nergías renovables las que tienen mayor reper-cusión, pues que estén generando depende del viento (por exceso por defecto), del sol, de las mareas,…aspectos todos ellos no controlables. También existe una variación periódica de car-gas. Y por último, hay que considerar los cambios topológicos de la propia microrred, en la cual los generadores y los dispositivos de almacenamiento pueden estar conectados o no por diferentes moti-vos, minimización de pérdidas, razones económi-cas, de mantenimiento, etc.

Si la falta es interna en un alimentador (F3), hay que desconectar la menor porción posible de la mi-crorred, abriendo CB4 y SW1, SW2, SW5 y SW6. En este caso, por una intensidad de cortocircuito insufi ciente, pueden existir problemas de sensibili-dad tanto para abrir CB4 como los elementos SWi correspondientes.

Y si la falta es interna en un generador o en una carga (F4), hay que abrir SW1. En este caso no es de esperar un problema de sensibilidad, pues se suman todas las corrientes de cortocircuito. Pero en caso de que SW1 no abra, se pueden presen-tar los mismos problemas de sensibilidad que en la falta F3.

A la vista de todas estas posibles situaciones, una protección genérica de sobreintensidad con una sola tabla de ajustes no va a poder garantizar una actuación selectiva para todas las faltas que pueden darse.

3. Métodos innovadores para la protección de microredes

Obviamente, una mejora muy sustancial para la protección de microrredes sería disponer de inver-

sores con una capacidad superior para generar e-levadas corrientes en cortocircuito. En ello se está trabajando, pero mientras tanto hay que buscar soluciones que la técnica actual ya permite, y que a su vez sean económicamente viables.

La función de protección de sobreintensidad di-reccional puede ser sufi ciente para proteger una microrred con la condición de que sus ajustes ten-gan en cuenta la topología de la red y los cambios en tipo y cantidad de generación.

Estas condiciones han de chequearse en todo momento para tener la garantía de que los ajustes de las protecciones son los adecuados para cada circunstancia, lo que nos lleva a pensar en siste-mas adaptativos de protección de microrredes.

Los requisitos técnicos básicos para implemen-tar un sistema adaptativo de protección son:

• Utilización de relés numéricos con función de sobreintensidad direccional.

• Disponibilidad en dichos relés de varias “ta-blas de ajustes” y/o de “múltiples instancias” de las unidades de sobreintensidad, de mane-ra que puedan activarse y desactivarse local o remotamente, automáticamente o manual-mente.

• Empleo de un sistema de comunicaciones. En este aspecto hay muchas posibilidades, tanto en cuanto a protocolos como a medios físicos, cada uno de ellos con unas ventajas diferen-tes. También hay dos alternativas en el sentido de la toma de decisiones, puede ser una arqui-tectura centralizada o descentralizada.

Un sistema adaptativo como el que se con-templa requiere una inversión superior a la de un sistema “tradicional” de baja tensión basado en fusibles y magnetotérmicos, pero un estudio coste-benefi cio tendría que considerar los muchos be-nefi cios, también económicos, que una microrred puede proporcionar. Además, el tipo de tecnología que se plantea utilizar no es nueva, su madurez y lo extendida que está en niveles superiores de tensión hacen que su coste sea razonable.

Necesitamos relés de protección especializa-dos, pues las necesidades de esta aplicación de baja tensión tienen unas características muy par-ticulares. El principio de operación es muy sencil-lo, sobreintensidad direccional, pero necesitamos sufi cientes tablas de ajustes o múltiples unidades de sobreintensidad independientes. Estas necesi-



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dades quedan matizadas según el sistema que se elija para determinar los ajustes adecuados a cada condición de la microrred, básicamente podemos considerar dos:

• Cálculo on-line en base al modelo eléctrico de la microrred. Esto puede hacerse en un PC, pero por la potencia de cálculo necesaria es impensable que lo haga una protección de distribución a día de hoy.

• • Podría aplicarse con un sistema de comunica-

ciones centralizado en el que el elemento cen-tral tuviera la sufi ciente potencia de cálculo y toda la información del estado de la microrred. Cada vez que se detectase un cambio en la microrred tendrían que recalcularse los ajustes para cada una de las protecciones, y termina-do el proceso, habría que cargarlos haciendo uso del sistema de comunicaciones.

• • Es un sistema complejo, que permite utilizar

relés muy sencillos (una sola tabla de ajustes y una instancia de cada unidad de protección), pero que toma decisiones propias sobre los ajustes a cargar, y que va a necesitar un tiem-po de cálculo cada vez que se produzca algún cambio en la microrred.

• Ajustes de protección pre-calculados en base a tablas de casos posibles. Este sistema requiere en primer lugar identifi car el número de confi guraciones posibles de la mi-crorred (n), básicamente función del número de interruptores que haya, así como los posi-bles estados de los generadores (on/off). Esto da a lugar a un conjunto de casos posibles, que podrán simplifi carse (n’ casos) eliminado aquellos que dejen de tener sentido al consi-derarse diferentes niveles de prioridad entre los interruptores; por ejemplo, el interruptor que une la microrred con la red de media ten-sión es el de mayor prioridad, y así sucesiva-mente hacia niveles inferiores.

• • A continuación se simula cada uno de dichos

casos y las posibles faltas que pueden ocur-rir para determinar los ajustes adecuados de cada relé en la microrred en cada confi gura-ción.

• • Como resultado de todas estas simulaciones se

obtiene una lista de n’ acciones para cada equi-po de protección, que puede incluir desde cam-bio de ajustes (arranque y temporizaciones)

hasta activación/desactivación de unidades o maniobras automáticas.

• • Este sistema requiere equipos de protección

con múltiples tablas y unidades de protección instanciadas, pero la complejidad queda para la fase de confi guración, ya que posterior-mente ni los relés ni ningún sistema externo han de hacer cálculos complejos on-line sobre los ajustes adecuados. Tiene la ventaja de que permite conocer a priori cuáles pueden ser los ajustes a utilizar en cualquiera de las protec-ciones, con lo que se puede probar antes de poner la instalación en marcha.

• Además este sistema permite emplear arqui-tecturas de comunicaciones tanto centraliza-das como descentralizadas.

El mayor problema de este sistema es que el máximo número de confi guraciones posibles es 2i, donde i es el número de interruptores de la mi-crorred. Por tanto, en microrredes muy grandes puede salir un número inmanejable de casos. Una solución a este problema es dividir la microrred en partes, y crear lo que se llama una multi-microrred; de esta forma se consigue trabajar con microrre-des más pequeñas.

4. Arquitecturas de comunicaciones y proto-colos

Como ya se ha dicho con anterioridad, la imple-mentación de un sistema dinámico de protección pasa por la utilización de comunicaciones entre los equipos de protección. Nos vamos a centrar en el sistema de ajustes de protección pre-calculados, y vamos ver que es posible aplicarlo tanto con una arquitectura de comunicaciones centralizada como descentralizada.

Conviene defi nir qué es una arquitectura centra-lizada o descentralizada aplicada a una microrred:

• Arquitectura centralizada (fi gura 4, página siguiente): es el esquema más tradicional, y en él existe un elemento central (MGCC, Mi-crogrid System Central Controller) que toma decisiones sobre los equipos de protección (identifi cados para generadores y cargas como MC- Microgenerator Controller y LC-Load Controller), confi gurándolos para diferen-tes circunstancias de operación. Esta arquitectura es soportada por multitud de protocolos de comunicaciones, algunos de



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los más habituales dentro del sector eléctrico son MODBUS, DNP3, PROCOME, IEC 870-5-101/104, BUS CAN o IEC 61850.

• Arquitectura descentralizada: es el esquema de comunicaciones en el que no es necesario un dispositivo central, sino que la inteligencia está distribuida entre las protecciones. De tal forma que cada uno de los equipos de pro-tección, con la información que recibe de los demás, es autónomo para ajustarse adecua-damente.Esta arquitectura no es viable con cualquier protocolo de comunicaciones, es necesario que pueda existir una comunicación directa entre equipos “iguales”. IEC 61850 y BUS CAN son dos de las alternativas más habituales para este tipo de soluciones.

Los medios físicos sobre los que se pueden montar estas arquitecturas son muy variados. La arquitectura centralizada puede implementarse con comunicaciones serie, en bus, sobre PLC o ETHERNET. Sin embargo, la arquitectura descen-tralizada implementada en base a BUS CAN o IEC 61850 necesita que la red sea en bus o ETHER-

NET respectivamente, aunque con el ancho de banda adecuado también podría implementarse sobre PLC.

La principal ventaja de una arquitectura centra-lizada es que los dispositivos locales (MC y LC) no toman decisiones y por tanto pueden ser mucho más sencillos. El peso del procesado de infor-mación recae en el dispositivo central (MGCC), que será quien tome todas las decisiones a par-tir de los datos que le entreguen los dispositivos locales. En particular, para la implementación del sistema de protección adaptativo, la tabla de ac-ciones estará únicamente en el MGCC, el cual recibirá los estados de los interruptores y los ge-neradores de los dispositivos locales, a los cuales dará órdenes y reconfi gurará cambiando ajustes.

Su mayor desventaja es la dependencia del dispositivo central MGCC, pues un fallo en el mis-mo supone la pérdida del sistema de protección adaptativo.

Y en relación a la arquitectura descentralizada, es justamente el caso contrario. Una ventaja es la no dependencia de un solo dispositivo para que el sistema siga funcionando. Y su mayor desventaja


Figura 4. Microrred con un sistema de comunicaciones centralizado


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es que exige mayor capacidad a los dispositivos locales, ya que cada uno de ellos deberá tener su propia tabla de acciones para adaptarse de mane-ra autónoma a las condiciones de la microrred.

Hay que destacar actualmente el futuro de las comunicaciones en los sistemas eléctricos está centrado en un estándar como IEC 61850. Su des-ventaja principal es que requiere una red ETHER-NET para funcionar, algo muy extendido a día de hoy, pero que todavía supone un cierto sobrecoste y complejidad técnica. Su utilización tiene muchas ventajas, entre ellas que es capaz de cubrir fun-cionalmente cualquier aplicación en todo tipo de instalaciones eléctricas, garantiza la interoperabi-lidad entre dispositivos de diferentes fabricantes, estandariza modelos de datos y protocolo, simpli-fi ca el proceso de ingeniería y la confi guración de los relés. En defi nitiva, aplicado a la red de distri-bución, es un elemento facilitador de los “Active Distribution Management Systems”, haciendo los sistemas de distribución más inteligentes.

De entre todos los servicios que proporciona, destaca uno denominado GOOSE. Este servicio GOOSE posibilita el intercambio de información directa de todo tipo entre equipos del mismo nivel en menos de 3 ms y con la más alta fi abilidad, es un sistema multi-maestro.

Mediante este servicio, las protecciones de la mi-crorred recibirían de forma muy rápida información preveniente de las demás, pudiendo realizarse todo el proceso de actualización de una manera muy rá-pida.

Actualmente, dentro del ámbito del estándar IEC 61850, se están desarrollando modelos de datos específi cos para dispositivos de generación distribuida y para automatizar la red de distribu-ción. Por este motivo, en un futuro próximo no será difícil encontrarlo “de facto” en este tipo de instalaciones, tal y como ocurre ahora en muchas subestaciones eléctricas.

5. Conclusiones

Se ha visto que el principal problema en la protec-ción de una microrred deriva de la gran diferencia entre las corrientes de falta cuando está conecta-da a la red de media tensión y cuando está ais-lada. Será importante en este sentido la evolución que tengan los sistemas de electrónica de poten-cia que permiten conectar a la red ciertos tipos de tecnologías de generación, como por ejemplo la solar o las pilas de combustible, pero a día de hoy suponen un serio hándicap.

Los cambios topológicos y la variabilidad de la generación inciden de manera fundamental en la sensibilidad y la selectividad de las protecciones que se vayan a aplicar, siendo estos además fenó-menos prácticamente incontrolables.

Por estos motivos, y dados los benefi cios que proporcionan las microrredes, se plantea una so-lución basada en un sistema de protección adap-tativo que utiliza tecnologías existentes muy pro-badas y funciones de protección sencillas.

La solución es abierta en el sentido de que puede implementarse de diferentes formas y con distintos estándares, pero siempre haciendo uso de las facilidades que ofrecen los sistemas de co-municaciones.

Arquitectura centralizada o descentralizada, como se ha visto cada una tiene sus ventajas y desventajas. Pero que queda claro protocolos como IEC 61850 que permiten comunicación pun-to a punto, y permiten sistemas descentralizados, presentan muchas ventajas de aplicación frente los que no lo permiten.

6. Referencias Bibliográficas

[1] Reza Iravani, “Control and Protection Requirements for Microgrids”, Montreal 2006 – Symposium on Microgrids.

[2] Nikos Hatziargyriou, “Microgrids. The key to unlock distributed energy resources?”, IEEE power & energy magazine, Volume 6 – Number 3, May/June 2008.

[3] H. Nikkhajoei & R. H. Lasseter, “Microgrid Protection”, IEEE PES general Meeting, 24-28 June 2007, Tampa, FL

[4] Alexandre Oudalov & Antonio Fidigatti, “Adaptive net-work protection in microgrids”, International Journal of Distributed Energy Resources, Volume 4 Number 3 (2009)

[5] Frank R. Goodman Jr., “Distributed Energy Resources and the IEC 61850 Standards”, PAC World magazine Vol.05



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Resumen: Desde el año 2004, Red de Energía del Perú S.A. (REP) han registrado trece fallas en líneas de transmisión por rotura de núcleo de aisladores poliméricos; estas fallas ocurrieron en zonas de alta contami-nación, siendo el 92% de ellas en lineas que recorren la costa peruana. Por este motivo, REP ha venido implementando diversas actividades de mantenimiento con el objetivo de identifi car y reemplazar los aisladores poliméricos dañados y así evitar nuevas fallas por rotura de núcleo. En forma paralela, REP, también ha desarrollado coordinaciones y reuniones de trabajo con algunos fabricantes de aisladores polimericos para analizar el modo de falla y revisar las características técnicas de los aisladores con la fi nalidad de implementar mejoras para un mejor desempeño de los aisladores poliméricos en ambientes de alta contaminación. El presente trabajo expone estas experiencias y las conclusiones de los análisis de las fallas ocurridas.

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN

2. USO DE AISLADORES PO- LIMÉRICOS

3. FALLA DE AISLADORES POLIMÉRICOS

4. ACCIONES DESARROLLA- DAS

5. EVALUACIONES REALIZA- DAS

6. CONCLUSIONES

Experiencia en el uso de aisladores poliméricos en zonas de alta

contaminaciónIván Mari Loardo,/ Red de Energía del Perú S.A.

PERÙ[email protected]

III Seminario Internacional: Mantenimiento en Sistemas Eléctricos - SIMSE 200929 de septiembre al 2 de octubre de 2009

Bogotá, Colombia

1. Introducción

Red de Energía del Perú S.A. (REP) es una empresa peruana constituida el 3 de julio de 2002. Tiene como socios fundadores a Interconexión Electrica S.A (ISA), Transelca S.A. y Empre-sa de Energía de Bogota S.A. (EBB), todas ellas empresas del sector de energía eléctrica de Colombia.

REP tiene la Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica del Estado Peruano

po 30 años, opera y mantiene 46 subestaciones eléctricas y 5,829 kilómetros de circuitos de 220 kV y 138 kV, uniendo 19 departa-mentos del Perú incluida la inter-conexión entre Perú y Ecuador.

REP opera y mantiene el 52% del sistema de transmisión eléc-trico peruano y además tiene contratos de Operación y Man-tenimiento con otras empresas del sector eléctrico lo mantener y operar cerca del 70% del sistema

de transmisión del Perú en 220 kV y 138 kV.

Una gran parte de este siste-ma de transmisión; cerca de 2000 km de línea, están ubica-dos en la zona de la costa pe-ruana que se caracteriza por la ausencia de lluvias, alta hu-medad relativa y contaminacion marina, por lo que éstas lineas presentan problemas de con-taminación y corrosión severa.

Nuevas Técnicas y Herramientas en la Ejecución del Mantenimiento


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Las actividades de mante-nimiento de líneas de transmi-sión en las zonas de alta con-taminación incluyen la limpieza manual de aisladores, lavado en caliente de aisladores, uso de aisladores con grasa silicona y uso de aisladores poliméricos.

2. Uso de aisladores poli-méricos

El uso de los aisladores po-limericos en los sistemas de transmisión eléctrica en Perú se inició a fi nales de los años 80, los primeros aisladores instala-dos pertenecían al tipo EPDM. Estos aisladores fueron emplea-dos como parte de la atención a las emergencias en líneas de transmisión ocasionadas por el terrorismo.

A partir del año 1998, la ante-rior concesionaria a REP decidió efectuar el cambio de aisladores convencionales (vidrio o porcela-na) por aisladores poliméricos principalmente en las zonas de alta contaminación. Los aisla-

dores poliméricos instalados en esos años tenían en promedio una línea de fuga de 8000 mm o 35 mm/kV y fueron empleados para afrontar los problemas de alta contaminación de los aisla-dores convencionales y para dis-minuir la frecuencia de lavado en caliente.

Entre el año 1998 y 2000 se instalaron cerca de 8500 aisla-dores polimericos de diferentes marcas y en diferentes tramos de línea, cubriendo las zonas de alta contaminación.

En general estos aisladores no tuvieron mantenimiento y no presentaron fallas hasta el año 2004, fecha en que ocur-rió la primera rotura de núcleo de aislador polimérico por falla mecánica.

3. Falla de aisladores poli-méricos

Falla del núcleo de fi bra de vidrio:

Desde el año 2004 se han presentado 13 fallas de línea de transmisión por rotura de aisla-dores poliméricos (12 fallas en 220 kV y 1 falla en 138 kV en la selva).

El tiempo promedio de ope-ración antes de la falla fue de 7 años; el periodo más corto fue 4 años y el más extenso fue 11 años.

Las 13 fallas de línea se produjeron en aisladores con nú-cleo de fi bra de vidrio tipo FRP (Fiber Reinforced Plastic) y en torres de anclaje.

El 69% de las fallas se produje-ron a una distancia inferior a 25 km del mar y el 23% a una dis-tancia entre 25 y 50 km del mar.

Figura 1. Sistema de transmisión eléc-trica operado por REP

Figura 2. Fallas por rotura de núcleo según su ubicación respecto al mar

Figura 3. Línea 220 kV Talara-Zorritos L-2249 P-09, aislador se rompió después de 7 años de operación

Figura 4. Línea 138 kV Aucayacu-Tocache L-1124 T-011, aislador con

goma silicona tipo LSR

Figura 5. Línea 220 kV Chimbote-Par-amonga L-2215 T-479, a los 7 días se

rompió el aislador del otro extremo



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4. Acciones desarrolladas

Las acciones desarrolladas fueron:

Inspecciones especiales:

REP desarrolló un programa de inspecciones especiales de aisladores polimericos, esta inspección consistió en la limpieza manual e inspección de los aisladores poliméricos, la limpieza fue necesaria para retirar los contaminantes adheridos a la superfi cie del aislador que cubrían los daños superfi ciales, también se efectuó el monitoreo con equipos especiales como el detector de efecto corona y la cámara de termografía infrarroja.

Como resultado de la lim-pieza e inspección de aisladores se detectaron más de cien ais-ladores deteriorados que pre-sentaban partes con erosión, carbonización y exposición de núcleo entre otros.

Los aisladores en mal estado fueron reemplazados por otros aisladores nuevos de mejores características técnicas con lo cual se busco garantizar la o-peración del sistema de trans-misión.

Comunicaciones con los fabri-cantes:

En forma paralela a las inspecciones especiales de los aisladores polimericos, REP estableció comunicación con los fabricantes de los aisladores fallados para investigar la causa y modo de falla, así como para revisar y modifi car las especifi caciones técnicas de los aisladores polimericos para futuras compras.

5. Evaluaciones realizadas

Los aisladores fallados fueron enviados a los laboratorios de los fabricantes de aisladores poli-méricos donde fueron sometidos a varias pruebas especializadas entre ellas: análisis químico, medición de contaminación, pruebas mecánicas de rotura, etc.

Los principales resultados en-contrados son los siguientes:

• Los aisladores fallados pre-sentaron erosión en la goma silicona que protege al núcleo de fi bra de vidrio. El deterioro de la capa de silicona (ruber) se produjo por la alta concen-tración de campo eléctrico en los aisladores.

• En la zona de falla de los ais-ladores se encontró presen-cia de acido nítrico, que fue ocasionado por el fenómeno corona, este acido causo da-ños progresivos en el núcleo de fi bra de vidrio hasta su rompimiento.

• Las roturas de los aisladores polimericos se produjeron por el denominado fractura frágil “brittle fracture” ocasionada por la acción del acido nítrico sobre el núcleo de fi bra de vidrio.

Figura 6. Línea 220 kV Chiclayo-Piura L-2238 T-036, a los 6 meses se rompió

otro aislador en la misma torre

Figura 7. Línea 220 kV Huancavelica-Independencia L-2203 T-486, aislador

se rompió después de 11 años

Figura 10. Línea 220 kV Chilca-Desierto L-2208 T-131 Aislador

erosionado “heavy digging”

Figura 8. Línea 220 kV Pomacocha-San Juan L-2205 T-555 Detección de

efecto corona

Figura 9. Línea 220 kV Pomacocha-San Juan L-2205 T-555 Aislador con nú-

cleo expuesto



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• Los aisladores fallados que fueron fabricados con goma silicona tipo LSR presentaron problemas de adherencia entre la goma silicona y el núcleo de fi bra de vidrio del aislador.

• Los aisladores presentaron instalados en lineas costeras Se encontraron altos niveles de contaminación soluble y no soluble en los aisladores fallados.

L-2206 T-507:

Torre instalada a 50 km del mar.

• ESDD = 0.03 mg/cm2

• NSDD = 0.32 mg/cm2

L-2205 T-555:




L-2208 T-131:




• Los aisladores fallados pre-sentaron una hidrofobicidad baja con valores de 5 y 6 en una escala del 1 al 7.

6. Conclusiones

• Los niveles de contaminación encontrados en algunos tra-mos de las lineas costeras de REP exceden la clasifi cación de normas internacionales usadas para la fabricación de aisladores polimericos, por este motivo la fabricación “estándar” de los aisladores polimericos no satisfacen la problemática encontrada en zonas de alta contaminación en Perú, especialmente en las cercanías al mar.

• Es necesario establecer nue-vas especifi caciones técni-cas para la compra de aisla-dores polimericos para zonas de alta contaminacion. Es-tas nuevas especifi caciones deben cubrir como mínimo el empleo de mejores mate-riales, mayor línea de fuga y la reduccion del estrés eléc-trico.

• Los aisladores polimericos instalados en zonas de alta contaminacion debe ser lim-piados o lavados con una frecuencia que se debe es-

tablecer en función a cada zona y tipo de contami-nación; sin embargo, no se deben lavar los aisladores que presenten daño o ex-posición de núcleo.En zonas de alta contaminación y alta humedad se deben emplear dos anillos corona para la reducción del estrés eléc-trico que se manifi esta en los aisladores poliméricos. Los anillos corona deben ser instalados en ambos extre-mos del aislador polimérico.

• Para zonas de alta contami-nación se deben emplear ais-ladores con una longitud de línea de fuga de 50 mm/kV.

• Los aisladores poliméricos para zonas de alta contami-nacion deben ser fabricados con goma tipo HTV, resistente a la erosión, asimismo se debe emplear aisladores con núcleo de fi bra de vidrio resis-tente a la corrosión de ácido nítrico (núcleo ECR, Electrical Corrosion Resistat).

• El uso de aisladores poli-méricos en líneas de trans-misión deben ser examina-das cuidadosamente y debe ser consideradas como solu-ción a una problemática en particular y no establecer su uso en forma general.



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1. Objetivo

TRANSPA SA es la empresa que brinda el Ser-vicio público de Transporte de Energía en Alta Tensión por Distribución Troncal en la Región Pa-tagónica uniendo la oferta con la demanda y per-mitiendo intercambios energéticos entre los agen-tes del MEMSP

Por contrato de concesión debe operar y man-tener la red eléctrica propia (1150 Km. en 330 Kv. y 900 Km. en 132 Kv.) y supervisar más 700 Km. de Transportistas Independientes, en 132 Kv.)

Por otra parte como actividad complementaria, se realizan trabajos de mantenimiento en Trans-misión y Distribución tanto para los Transportistas Independientes y Grandes Usuarios de la Red Eléctrica.

Dentro de esta última actividad y frente al corte de cuellos muertos en botas de retención de la línea de 66 Kv. en disposición triangular, de una de las petroleras, en la zona de Comodoro Rivadavia, requirió los servicios de Transpa para instrumentar alguna solución rápida, económica y que además mantuviere la línea en servicio durante su imple-mentación.

Se plantea, entonces como objetivo el desar-rollo de procedimientos no habituales para el tra-bajo en líneas aéreas sin interrupción del servicio, haciendo uso de herramientas no convencionales, apoyadas en nuevas tecnologías.

Puenteado de botas de retención en 66 y 132 kV

ÍNDICE

1. OBJETIVO

2. INTRODUCCIÓN

3. DESARROLLO

4. RESULTADOS


6. CONCLUSIONES

IV Congreso Internacional: Trabajos con Tensión y Seguridad en Transmisión y Distribu-ción de Energía Eléctrica - IV CITTES 2009


Julio Bertot, Roberto Miranda, Equipo Lat. Zona Sur/TRANSPA S.A.ARGENTINA

[email protected]

Mantenimiento en Transmisión


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2. Introducción

Por tratarse, como dijéramos, de una línea de de 66 Kv, de cobre, en disposición triangular, de aproximadamente 60 Km. de extensión, con más de 60 retenciones y no menos de 50 años de ser-vicio, comenzó a hacerse frecuente la detección de cortes en los conductores de cuellos muertos, en la zona de las botas de retención; motivados por fenómenos de fatiga, asociados a la vibración eólica.

Dado que se trata de una línea de alimentación radial, con costo de fuera de servicio notablemente elevado, se estudiaron distintas alternativas que permitieran trabajar con altos márgenes de segu-ridad (por las acotadas distancias existentes en una línea de 66 Kv.), optimizando los tiempos de realización con línea en servicio aplicando técni-cas de TcT.

Se plantearon básicamente dos alternativas:

a) Instalación de nuevos cuellos

b) Puenteado de las botas (lugar del pro-blema) de retensión.

Por la complejidad, los tiempos que deman-daría y los costos de la reparación, se optó por la alternativa b).

En la alternativa seleccionada, el problema fun-damental radicaba no tanto en la colocación del puente en sí, sino en la forma de acceder a los extremos de los cuellos para garantizar un trabajo seguro y duradero.

Para la ejecución del trabajo, las técnicas es-cogidas fueron tres. Dos a potencial y una a dis-tancia.

El uso de una u otra dependería de la topografía y accesibilidad del terreno.

3. Desarrollo

Los elementos seleccionados para colocar fueron los siguientes:

3.1. A potencial usando brazo aislado

El brazo aislado es una extensión, que como su nombre lo indica, está aislado para soportar deter-minado nivel de tensión, en este caso en particu-lar hasta 500 Kv. y puede ser ensamblado en una grúa no aislada. Conjuntamente con la fi rma Ritz se lo adaptó para trabajos hasta 132 Kv.

Una vez en el lugar de trabajo y realizados los respectivos ensayos de rigidez dieléctrica de pérti-gas y sogas, se procede a posicionar la grúa.

Figura 1

Figura 2

Figura 3



57

Para respetar en todo momento, las distancias de seguridad (Según decreto 351/79, Resolución 512 de la SRT y Reglamento vigente de la AEA, 0,90 m para 66 Kv. y 1,50 m para 132 Kv.) tanto en el ascenso como una vez posicionado en la bota, la grúa debe colocarse en forma perpendicular al cuello a intervenir y afuera del electroducto, de manera que la parte trasera del vehículo quede, respecto del plano vertical del cuello a una distan-cia de 11/12 m del poste (suma aproximada, de los largos del brazo aislado y de la pluma sin ex-tender de una grúa tipo T-15000). Fig.5

Durante la ejecución de los trabajos es pre-ciso monitorear permanentemente la corriente de fuga del brazo aislado. Para ello se instala una jabalina a tierra lo más cercano a la grúa, efectuándose una primer medición sin personal. Fig.6 y 7, es decir poniendo en contacto el ex-tremo del brazo aislado con el conductor de fase.

En todo momento en que el brazo aislado se encuentre a potencial, el operador de la grúa debe permanecer sentado en la misma manejando los comandos y nadie, sin autorización del Jefe de Trabajos, podrá aproximarse a la misma pasando la zona delimitada a su alrededor.

El operario que trabajará a potencial se co-locará la vestimenta para tal fi n (traje conductor completo, zapatos conductores y arnés correspon-diente).

Figura 4

Figura 5

Figura 6

Figura 7



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3.1.1. A potencial usando brazo aislado. Fase su-perior

Cada fase presenta una particularidad, dadas lasdistancias en juego.

La separación entre las fases superior y media es del orden de los 2,4 m.

Por esta razón el ingreso a la zona de trabajo fue cuidadosamente estudiada y probada en los Centro de Capacitación de Transpa de Trelew y Comodoro Rivadavia.

Para el caso de la fase superior se debe comenzar el ascenso manteniendo un ángulo aproximado de 50° para 66 Kv y 65° para 132 Kv., respecto de la horizontal del piso.

Una vez logrado el ángulo, y teniendo como objetivo colocar al operario levemente por encima de la fase superior, mediante la trayectoria más recta posible, comenzará a sacar pluma, lenta-mente, tomando como referencia de dirección, la recta imaginaria que une el estribo de la silleta con la fase a intervenir.. Debiendo quedar el operario como mínimo a u8na distancia de seguridad de 0.90 m para 66 Kv. ó 1,50 m en 132 Kv., verifi can-do las mismas permanentemente con una pértiga graduada.

Ubicado en la posición de trabajo, el o-perario colocará el puente, utilizando un con-ductor de idénticas características que las del cuello y de aproximadamente 0.80 m de largo, valiéndose de morsetos bifi lares.

Concluido un lado, el operario es descendido y una vez cambiada la posición de la soga de vida se procederá de idéntica manera para el otro lado de la retensión.

3.1.2. A potencial usando brazo aislado. Fase in-ferior

En este caso el ascenso se realiza de manera tal que el operario pueda acometer el cuello donde se colocará el puente, desde la parte inferior de la fase evitando acercarse innecesariamente a la fase superior, verifi cando el cumplimiento de las distancias mencionadas.

Figura 9

Figura 8

Figura 10



59

3.1.3. A potencial usando brazo aislado. Fase media

Indudablemente es la menos problemática por ser fase única en la disposición triangular, hacién-dolo por el extremo del cuello y hacia el lado con-trario a la cadena de aisladores.

3.2. A potencial usando pluma y sillin. Fase media e inferior

En aquellas circunstancias en las cuales no es posible el ingreso con grúa, por características del terreno, y sólo para los casos de las fases media e inferior, el acceso a potencial en la zona de co-locación de los puentes, se realizará haciendo uso de una pluma de donde se izará la silleta en la que se posicionará el operario.

3.3. Distancia fase superior

Finalmente, en casos similares al anterior de inaccesibilidad con grúa y frente a la imposibili-dad de hacerlo con pluma y silleta (motivado por la fase inferior), se recurrió al método de Trabajo a Distancia desde las escaleras.

En lo que respecta a la confi abilidad y calidad del trabajo terminado, este método está en des-ventaja, con respecto a los anteriores, por el tipo de morsetos a emplear.

Figura 11

Figura 13

Figura 12

Figura 14



60

4. Resultados

Hasta el momento se han colocado haciendo uso de los tres métodos, con preeminencia de los dos primeros, alrededor de 250 puentes lo que da una idea de la optimización y seguridad lograda, con métodos prácticos, en mínimos tiempos cumplien-do holgadamente todas las reglas de seguridad.

5. Lecciones aprendidas

La reducción de tiempos, la simplicidad y seguri-dad de los métodos desarrollados para la ejecución de las tareas, pone de manifi esto la incidencia positiva de la aplicación de técnicas con herra-mientas no tradicionales, aumentando la disponi-bilidad de líneas y disminuyendo sustancialmente los costos de mantenimiento y/o lucro cesante.

6. Conclusiones

Si bien los métodos desarrollados son de apli-cación tanto en 66 como en 132 Kv., no existen demasiados antecedentes de trabajos a poten-cial en 66 kv., por esto consideramos un aporte importante a este tipo de mantenimientos, donde se unen creatividad, motivación y seguridad como una necesidad permanente en la tarea rutinaria.

Figura 15

Figura 16



61

1. Introducción

En 1999, de acuerdo a lo establecido en el plan estratégico de Generación Hidráulica de UTE, co-menzó la implantación de un Sistema de Gestión Integrado (Calidad, Seguridad e Higiene en el tra-bajo y Medio Ambiente). A partir de esa decisión se han alcanzado las certifi caciones en todos los procesos de esta División de UTE. En primer lugar se obtuvo la certifi cación del Sistema de Gestión de Calidad según la norma ISO 9001:2000, luego la del Sistema de Gestión Ambiental, cumpliendo con los requisitos de la norma ISO 14001:2004 y fi nalmente la del Sistema de Gestión de la Seguri-dad y Salud Ocupacional cumpliendo con los re-quisitos de la norma OHSAS 18001:2007.

En particular, uno de los procesos vinculados con la Operación es el identifi cado como “Gestión de Embalses”. El mismo comprende, entre otros, los sub-procesos de “Operación de la Red Hidro-meteorológica”, “Mantenimiento de la Red Pluvio-métrica”, “Mantenimiento de la Red Limnimétrica y Estaciones de Medición de Caudales”, y “Gestión de Crecidas”. Para la evaluación de estos pro-cesos, se han defi nido indicadores de gestión, la mayoría de los cuales se actualizan en forma automática en el sistema informático corporativo de UTE: “Sistema de Gestión de la Explotación” (S.G.E.). Entre ellos pueden citarse algunos a modo de ejemplo, como ser: Indicadores de Con-fi abilidad Pluviométrica, Puntualidad de la Infor-mación Hidrológica, Confi abilidades por Estación y por conjunto de Red Limnimétrica, Confi abilidades por Estación y por conjunto de Red Pluviométrica, Índice de Mantenimiento Pluviométrico Anual, Ín-dice de Aforos, etc.

Se defi nieron metas iniciales para cada uno de estos indicadores en el momento de su implan-tación, y las mismas se han ido ajustando con el correr del tiempo en función de las acciones pre-ventivas y correctivas adoptadas y con la introduc-ción de cambios tecnológicos, transformando las metas primarias en objetivos cada vez más exigen-tes, a efectos de optimizar la gestión. También se desarrollaron herramientas informáticas a efectos de realizar el registro y tratamiento de no confor-

Hidrología operativa aplicando un sistema de gestión

integradoJulio Patrone, Álvaro Plat, Guillermo Failache / U.T.E.

URUGUAY [email protected]

[email protected]@ute.com.uy

III Seminario Internacional: Hidrología Operativa y Seguridad de Presas21 al 24 de abril de 2010

Concordia, Argentina

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN

2. CARACTERÍSTICAS GENERA- LES DEL SISTEMA DEL RÍO NEGRO

3. PROCEDIMIENTOS, INDICA- DORES Y SU SEGUIMIENTO

4. SISTEMAS DE APOYO: SGM Y W.DOC

5. CONCLUSIONES, LECCIONES APRENDIDAS Y RECOMENDA- CIONES

Hidrología Operativa


62

midades, acciones inmediatas, correctivas, pre-ventivas y de mejora. Por otra parte, la gestión de los trabajos de campo de Hidrología se realiza a través de un sistema informático corporativo (Sistema de Gestión de Mantenimiento), generán-dose a partir del mismo las órdenes de trabajo, el control económico y la actualización automática de las existencias en los correspondientes pañoles a medida que se consumen los insumos necesarios para el mantenimiento de las redes de medición hidrológica.

El objeto del presente trabajo es presentar en forma general el funcionamiento de estos siste-mas, así como el de los indicadores de gestión y su aplicación en la optimización de la hidrología operativa realizada en UTE.

2. Características generales del sistema del río Negro

La República Oriental del Uruguay tiene una densa red de cursos de agua siendo el río Negro el mayor de los que atraviesan su territorio. El río Negro nace en Brasil, en el estado de Río Grande del Sur, a unos 50 km al norte de la frontera con Uruguay. Tiene una extensión total de 850 km y un desnivel de 140 m, siendo sus afl uentes más importantes el Río Tacuarembo y el Arroyo Sal-sipuedes, en la zona norte y el Río Yi y el Arroyo Grande del Sur en la zona sur. La cuenca total del

río Negro tiene una superfi cie de 71.400 km2, poco más de la tercera parte de la superfi cie del país, siendo 3.125 km2 correspondientes a territorio de la República Federativa del Brasil.

La operación del Sistema Hidroeléctrico del río Negro requiere de un adecuado conocimiento de los caudales de aporte y niveles de control, así como de los volúmenes precipitados (a efectos de realizar las previsiones correspondientes) en las distintas subcuencas que conforman la cuenca del río Negro.

Ubicación general de cuencas

Principales características de los embalses



63

Este conocimiento, que permite planifi car la oferta energética y realizar una gestión optimizada de los embalses, se basa en la calidad y canti-dad de información suministrada por la Red Hidro-meteorológica en servicio. Por otra parte, la ope-ración de esta red posibilita disponer de un efi caz sistema de alerta para el manejo de crecidas.

La Red Hidrometeorológica Convencional uti-lizada y mantenida por UTE en la cuenca del río Negro está compuesta por las siguientes estacio-nes de medida, de las cuales se recogen datos los 365 días del año:

135 Estaciones Pluviométricas (Registro de precipitaciones)

26 Estaciones Limnimétricas (Registro de niveles en ríos y embalses)

18 Estaciones de Medición de Caudal (In- cluidas dentro de las Limnimétricas)

Los datos pluviométricos provenientes de la red convencional que se utilizan, son los registrados a la hora 7:00 y comprenden los mm de precipitación caídos en las 24 horas anteriores. A partir de dichos registros y calculando promedios ponderados por áreas, se obtienen los Promedios Globales Dia-rios para cada cuenca y a partir de su adición, los acumulados mensuales y anuales respectivos. De acuerdo a los escurrimientos en la cuenca, con el registro diario de precipitaciones, es posible prever con antelación los aportes futuros a los embalses.

Los datos limnimétricos provenientes de la red convencional, se registran diariamente a las horas 7:00, 12:00 y 17:00 en las secciones de control y en forma horaria en las Presas.

De acuerdo a la superfi cie y características de la cuenca involucrada y considerando la cantidad y tipo de estaciones, se ha logrado superar las densidades mínimas recomendadas por la Orga-nización Meteorológica Mundial para este tipo de redes hidrometeorológicas.

Cabe destacar que además de las redes con-vencionales antes descritas, UTE ha incorporado y se encuentra funcionando desde fi nes del año 2009, una Red Hidrológica Telemétrica (RHT) compuesta por 26 estaciones automáticas, cuyas características se describen en otro trabajo tam-bién presentado en este Congreso.

La incorporación de los procedimientos e in-dicadores correspondientes a la RHT aún no ha fi nalizado y no se encuentran incluidos en el presente trabajo.

En las siguientes dos fi guras puede apreciarse la ubicación de la totalidad de las estaciones de las Redes pluviométrica y limnimétrica convencio-nales:

Red de estaciones pluviométricas convencionales

Red de estaciones limnimétricas convencionales y de medición de caudal



64

3. Procedimientos, indicadores y su segui-miento

Considerando el proceso denominado “Gestión de Embalses”, el mismo tiene como objetivo suministrar la información necesaria para optimizar el manejo de los embalses del río Ne-gro, garantizando en todo momento la seguridad de las obras e instalaciones de generación y la menor afectación a terceros, tanto aguas arriba como aguas abajo de las presas, compatible con dichos criterios.

Los principales sub-procesos relacionados con el anterior y que se encuentran documentados con la correspondiente defi nición de actividades y sus respectivos responsables en el Sistema de Gestión Integrado, son los siguientes:

- Gestión de crecidas

• Gestión de crecidas

• Plan de acción ante contingencias hídricas y estructurales “Presa Dr. Gabriel Terra”

• Plan de acción ante contingencias hídricas y estructurales “Presa Rincón de Baygorria”

• Plan de acción ante contingencias hídricas y estructurales “Presa Constitución”

• Acciones Específi cas para Gestión de Ver-tederos durante Crecidas Extraordinarias

- Operación de la red hidrometeorológica

• Operación de red hidrometeorológica

• Publicación y difusión de previsiones de aportes y niveles y previsiones meteorológicas

- Mantenimiento de la red pluviométrica

• Mantenimiento de red pluviométrica

• Estaciones Pluviométricas

• Gira mantenimiento pluviométrico

- Mantenimiento de la red limnimétrica y esta-ciones de medición de caudales

• Mantenimiento de red limnimétrica y estacio-nes de medición de caudal

• Realización de aforos en cursos de agua na-turales

• Elaboración de curvas de aforo

• Gira de reparación de escalas, mantenimiento de progresivas y realización de aforos

• Evaluación año previo y planifi cación año fu-turo de trabajos de campo de hidrología

- Control de los dispositivos de seguimiento y medición

- Comunicación interna y externa

- Registro y tratamiento de no conformi-dades, acciones inmediatas, correctivas, pre-ventivas y de mejora

En particular, en el desarrollo de este trabajo se pretende profundizar en el sub-proceso: “Ope-ración de red hidrometeorológica”

Los objetivos globales del sub-proceso son: el suministro, en tiempo útil, de la información hidro-meteorológica de la cuenca del río Negro y el ase-soramiento en materia de pronósticos hidrometeo-rológicos a los responsables de la operación y el despacho energético de las Centrales “Dr. Gabriel Terra”, “Rincón de Baygorria” y “Constitución”.

Las actividades consideradas en el desarrollo de este subproceso pueden verse resumidas en el siguiente Plan de calidad:



65

Plan de calidad



66

Los indicadores considerados en este proce-dimiento con sus correspondientes descripciones, son los siguientes:

• Confi abilidad Pluviométrica

Es el resultado de dividir, el número de datos pluviométricos del día registrados en una cuenca, entre el número de pluviómetros disponibles en esa cuenca multiplicado por cien. Es un indicador que se calcula diariamente en forma automática en el SGE a nivel de cuencas, y puede además consultarse para el período que se desee a través del botón “INDICADORES” del modulo de hi-drología del SGE.

Actualmente, para cada cuenca en que se cal-cula promedio de precipitación, se considera un valor de confi abilidad aceptable cuando el in-dicador es mayor o igual al 90%, tomando el promedio en períodos semestrales, previo a cada revisión del Sistema.

• Puntualidad de la Información Hidrológica

La “Puntualidad de la Información Hidrológi-ca todos los días del año”, es el resultado de dividir el N° de días en que se comunica al Des-pacho Nacional de Cargas antes de las 10:00 hrs la disponibilidad de la información hidrológica con-fi rmada en el SGE, dividido por el número total de días del período seleccionado.

Para aquellos días en que se registraron pre-cipitaciones, se calcula la “Puntualidad de la Información Hidrológica en los días con pre-cipitación”, que es el resultado de dividir el N° de días en que se registran precipitaciones y que se comunica al Despacho Nacional de Cargas antes de las 10:00 hrs la disponibilidad de la información hidrológica confi rmada en el SGE, dividido por el número total de días del período seleccionado en que se registraron precipitaciones.

Actualmente, la meta a alcanzar en los dos indicadores anteriores es el 90 % , tomando el promedio en períodos semestrales, previo a cada revisión del Sistema.

• Confi abilidades de Estación y Red Limni-métrica

Se calcula automáticamente en el SGE, con-tabilizando los días en que la información no estu-

vo disponible en tiempo y forma, en cada estación de la red limnimétrica a partir de los registros de “s/d O” (sin dato por causas atribuibles al ob-servador) y “s/d E” (sin dato por falla en los equipos).

Para un período que se defi ne, el SGE calcula automáticamente para cada Estación Limnimé-trica, los siguientes indicadores:

Confi abilidad de Estación = [1 - (n° de datos faltantes s/d O y s/d E en la Estación / n° de datos que debió dar la Estación en el período)] * 100

Confi abilidad de Observador = [1 - (n° de datos faltantes s/d O en la Estación / n° de datos que debió dar la Estación en el período)] * 100

Confi abilidad de Equipo = [1 - (n° de datos faltantes s/d E en la Estación / n° de datos que debió dar la Estación en el período)] * 100

Para un período que se defi ne, el SGE calcula automáticamente para toda la Red Limnimétri-ca, los siguientes indicadores:

Confi abilidad de Red Lim. = [1 - (n° de datos faltantes s/d O y s/d E en la Red Lim. / n° de datos que debió dar la Red Lim. en el período) ]* 100

Confi abilidad de Observadores = [1 - (n° de datos faltantes s/d O en la Red Lim. / n° de datos que debió dar la Red Lim. en el período)] * 100

Confi abilidad de Equipos = [1 - (n° de datos faltantes s/d E en la Red Lim. / n° de datos que debió dar la Red Lim. en el período)] * 100

En estos últimos 6 indicadores, la meta ac-tual es superar el 80%.

• Confi abilidades de Estación y Red Pluvio-métrica

Automáticamente el SGE realiza el conteo de días en que la información no estuvo disponible en tiempo y forma, en cada estación de la red plu-viométrica a partir de los registros de “s/d O” (sin datos por causa del observador) y “s/d E” (sin datos por causa de los equipos).



67

Para un período que se defi ne, el SGE calcula automáticamente para cada Estación Pluviomé-trica, los siguientes indicadores:

Confi abilidad de Estación = [1 - (n° de datos faltantes s/d O y s/d E en la Estación / n° de días en el período)] * 100

Confi abilidad de Estación (con lluvia) = [1 - (n° de datos faltantes s/d O y s/d E en la Estación los días de lluvia / n° de días con lluvia en la cuenca, en el período)] * 100

Confi abilidad de Observador = [1 - (n° de datos faltantes s/d O en la Estación / n° de días en el período)] * 100

Confi abilidad de Observador (con lluvia) = [1 - (n° de datos faltantes s/d O en la Estación los días de lluvia / n° de días con lluvia en la cuenca, en el período)] * 100

Confi abilidad de Equipo = [1 - (n° de datos faltantes s/d E en la Estación / n° de días en el período)] * 100

Confi abilidad de Equipo (con lluvia) = [1 - (n° de datos faltantes s/d E en la Estación los días de lluvia / n° de días con lluvia en la cuenca, en el período)] * 100

Para un período que se defi ne, el SGE calcula automáticamente para toda la Red Pluviométri-ca, los siguientes indicadores:

Confi abilidad de Red Pluv. = [1 - (n° de datos faltantes s/d O y s/d E en la Red Pluv. / n° de días en el período)] *100

Confi abilidad de Red Pluv. (con lluvia) = [1 - (n° de datos faltantes s/d O y s/d E en la Red Pluv. los días de lluvia / n° de días con lluvia en la cuenca, en el período)] * 100

Confi abilidad de Observadores Pluv. = [1 - (n° de datos faltantes s/d O en la Red Pluv. / n° de días en el período)] * 100

Confi abilidad de Observadores Pluv .(con lluvia) = [1 - (n° de datos faltantes s/d O en la

Red Pluv. los días de lluvia / n° de días con lluvia en la cuenca, en el período)] * 100

Confi abilidad de Equipos = [1 - (n° de datos faltantes s/d E en la Red Pluv. / n° de días en el período)] * 100Confi abilidad de Equipos (con lluvia) = [1 - (n° de datos faltantes s/d E en la Red Pluv. los días de lluvia / n° de días con lluvia en la cuenca, en el período)] * 100

En estos últimos 12 indicadores, la meta ac-tual es superar el 80%.

Seguimiento de los indicadores correspon-dientes al Proceso “Operación de la Red Hidrometeorológica”en el sistema informático corporativo S.G.E.

Estos indicadores se consultan en el módulo de hidrología del SGE, a través de la pantalla:

Por ejemplo, si se analiza el comportamiento del conjunto de estaciones pluviómetricas de la Subcuenca del río “Yi” perteneciente a la cuen-ca de la Central “Constitución”, a través de su confi abilidad global en el período 1.1.2009 al 1.12.2009, resulta:



68

Otro ejemplo, para el mismo período, es el análisis individual de cada una las estaciones plu-viométricas de la Subcuenca Local “Novillos” (río Tacuarembó Chico), perteneciente a la Subcuen-ca del río “Tacuarembó” que aporta al embalse de la Central “Dr. Gabriel Terra”:

Se observa en particular, que para la estación “Aldea San Joaquín” en el período seleccionado, el observador se ausentó reiteradamente. En otros casos, la falta de dato puede deberse a un desperfecto en el equipamiento de medición ó de comunicación. En este tipo de situaciones, se busca para el primer caso, un observador alterna-tivo del lugar a efectos de seguir disponiendo de la información sin interrupciones y en el caso de desperfecto en el equipamiento, se preparan los elementos necesarios para su reparación. A través del sistema se pueden visualizar estos períodos de ausencia de datos e incorporar rápidamente

la estación con problemas, en la gira de mante-nimiento programada más próxima.

También se destaca que se analiza por sepa-rado la situación para el número total de días del período seleccionado y para el conjunto de días en que se registró precipitación en la cuenca elegida, ya que un comportamiento del observador inade-cuado en días de lluvia puede motivar el cambio de observador incluyendo traslados a corta distan-cia de la estación completa.

El análisis es similar para el caso de las es-taciones limnimétricas. Por ejemplo, si se quiere analizar el comportamiento de las estaciones lim-nimétricas de la Subcuenca Local Ramírez de la Subcuenca “Alto Río Negro” perteneciente a la cuenca denominada “Global Alta Dr. G. Terra” también en el período 1.1.2009 al 1.12.2009, re-sulta al seleccionar el botón correspondiente en la pantalla de “Indicadores” e ingresando el período seleccionado:

.

Finalmente, en lo que refi ere al “Indicador de Puntualidad de la Información Hidrológica”, el mis-mo fue incorporado para realizar el seguimiento y detectar eventuales atrasos y la frecuencia de los mismos en la disponibilidad de la información hidrológica recolectada por la red. Se muestra el indicador para el mismo período seleccionado en los ejemplos anteriores y calculado en dos casos: para el conjunto total de días y para el conjunto de días en que hubo registro de precipitaciones, en que hay mayor demora en recolectar toda la información.

De esta forma, la disposición de los indicadores en un sistema corporativo, calculados en forma automática, permite realizar un seguimiento del comportamiento de los equipos y los observa-



69

dores de las 135 estaciones pluviométricas y las 26 estaciones limnimétricas que constituyen la red hidrometeorológica convencional utilizada para la operación del sistema del río Negro y brindan una información fundamental para la optimización de la misma. El próximo paso consistirá en incorporar los indicadores correspondientes a las 26 estacio-nes telemétricas automáticas recientemente pues-tas en operación.

4. Sistemas de apoyo: SGM y W.DOC

Sistema de Gestión de Mantenimiento (SGM)

Para el registro y tratamiento de los factores que no permiten disponer de la información en las estaciones de la red hidrometeorológica ó que podrían en un futuro generar este problema, se utiliza la herramienta informática SGM (Sistema de Gestión de Mantenimiento). En este sistema además se visualizan todas las tareas pendien-tes y los trabajos planifi cados. Se generan en forma automática las Órdenes de Trabajo que surgen de los trabajos planifi cados y se realizan los cierres con los informes respectivos una vez ejecutadas dichas órdenes. También en este sistema se realiza la actualización de las existen-cias en los pañoles luego de cada gira de mante-nimiento, permitiendo un control permanente de los stocks de repuestos y materiales y la reposición de los mismos en tiempo y forma. A continuación se adjuntan pantallas del SGM que ilustran sobre lo anterior:

Pantalla de ingreso:

Ejemplo: solicitud de tarea no programada a realizar en diciembre 2009 (reparación de estación Laguna II):

Ejemplo: vista parcial de las actividades pro-gramadas (como por ejemplo, la calibración de instrumentos de medición de caudales, gira de pago a observadores de las estaciones):



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Ejemplo: vista parcial 2 de las actividades pro-gramadas (como por ejemplo, las giras de inspec-ción y mantenimiento de estaciones):

Visualización del C.A.M. (Cronograma de acti-vidades de mantenimiento previstas para diciem-bre 2009), donde se observa una tarea ya pro-gramada (gira de mantenimiento de estaciones pluviométricas ya planifi cada previamente y la tarea no programada que tuvo que incorporarse a causa de desperfectos ocasionados por la crecida noviembre-diciembre 2009:

Existencias en pañoles (vista parcial 1):

Existencias en pañoles (vista parcial 2):

Sistema de registro y tratamiento de no con-formidades, acciones inmediatas, correctivas, preventivas y de mejora y reclamos de terceros (W.doc)

Finalmente, se menciona la herramienta infor-mática utilizada para registrar las no conformi-dades detectadas en auditorias internas y exter-nas, las acciones surgidas para el tratamiento de las mismas, así como reclamos ó solicitudes de información realizadas por terceros. En este siste-ma, denominado W.doc, se ingresa la fecha de detección de la no conformidad, la fecha prevista para la fi nalización del tratamiento mediante las acciones que se entiendan necesarias, así como la fecha real de ejecución. El sistema en forma au-tomática genera avisos recordando al usuario las acciones pendientes de ejecución.



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A continuación se adjuntan pantallas del W.doc que ilustran sobre lo anterior:

Ingreso al sistema:

Ingreso de una no conformidad, acción correc-tiva, preventiva ó de mejora:

Tratamiento de una no conformidad:

Realización de consultas de acciones por descripción:

5. Conclusiones, lecciones aprendidas y reco-mendaciones

El tipo de tareas desarrollado históricamente por la Unidad de UTE denominada Ingeniería de Presas y Embalses, involucra actividades en el sistema del río Negro vinculadas con la gestión de embalses, la auscultación de presas y la gestión medioambiental. Este tipo de actividades han o-bligado siempre a gestionar un gran volumen de información fundamental para la operación del sistema, así como a realizar el mantenimiento cui-dadoso de las fuentes que proveen la misma.

La incorporación de un sistema de gestión inte-grado (SGI), fue enfocada en el presente trabajo principalmente a la calidad y en particular a su aplicación a las actividades de hidrología opera-tiva que desarrolla la Unidad.

Puede concluirse que el SGI proporcionó una estructura para incorporar y hacer más accesible el seguimiento del comportamiento de las esta-ciones de medición, tanto de su equipamiento como de sus respectivos observadores, su man-tenimiento y el control de los indicadores que muestran su desempeño y confi abilidad. Por otra parte, permite disponer de información básica para la mejora constante de estas actividades, con una medición permanente de su desempeño y la evaluación cuantitativa de los distintos pro-cesos a través de los indicadores utilizados.

Estamos entonces en condiciones de recomen-dar el uso de esta herramienta, luego de transcurrida más de una década de su incorporación a nuestras actividades, período en el cual se ha logrado una maduración de la misma, tal como lo documentan las sucesivas auditorias externas realizadas por el organismo certifi cador (en nuestro caso el Labora-torio Tecnológico del Uruguay LATU), así como las encuestas a los destinatarios de los productos de estos procesos.




72

1. Introducción

El ingreso del proyecto hidroeléctrico Mazar, cuyo embalse se encuentra listo para operar desde octubre de 2009, impone al administrador técnico del sistema eléctrico ecuatoriano nuevos retos operativos. El complejo hidroeléctrico Paute-Mazar, con una capacidad instalada de 1260 MW, abastecerá el 60% de la demanda anual de elec-tricidad del país.

El incremento en la producción de la central hidroeléctrica Paute y la creación de reservas de agua en los períodos de exceso hídrico para su posterior uso en los períodos de escasez, son los objetivos principales que tienen que lograrse con

la operación de Mazar. Para ello es necesario di-señar un conjunto de estrategias que permitan un manejo óptimo de estos recursos.

Muchos factores contribuyen para hacer del análisis de la operación de embalses un problema complejo, entre estos se pueden mencionar, la característica estocástica del proceso hidrológico, la cuantifi cación y defi nición de los objetivos, mu-chas veces contrapuestos, y la necesidad de es-tablecer un proceso secuencial de decisiones [1].

Debido a la regulación1 mensual y semanal que presentan los embalses de Mazar y Amaluza respectivamente, el estudio se ha dividido en dos partes, uno de corto plazo y otro de mediano y largo plazo. El análisis de corto plazo tiene un al-cance de nueve meses, dividido en etapas diarias y su propósito es analizar la operación óptima de estos embalses. El análisis de largo plazo tiene un alcance de 10 años dividido en etapas mensu-ales y estudia el abastecimiento de la demanda y permite evaluar los benefi cios económicos que aporta el ingreso de Mazar; adicionalmente per-mite obtener la función de costo futuro para su acoplamiento con el corto plazo.

Para el análisis de corto plazo se utilizó el módu-lo apropiado del SDDP en su forma determinística,

1 Se entiende por regulación al tiempo que tarda en vaciarse un embalse lleno, sin considerar ingresos adicionales de caudales.

Operación óptima de los embalses en cascada de Mazar y Amaluza y su influencia en el sistema eléctrico

ecuatorianoMarco Patricio Alzamora Alzamora/Centro Nacional de Control de Energía

[email protected]

III Seminario Internacional: Hidrología Operativa y Seguridad de Presas21 al 24 de abril de 2010

Concordia, Argentina

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN

2. INFORMACIÓN OPERATIVA DE LOS EMBALSES Y CEN - TRALES HIDROELÉCTRICAS ASOCIADAS

3. FUNCIÓN DE COSTO FUTURO

4. ANÁLISIS DE LOS RESULTA- DOS

5. CONCLUSIONES


7. RECOMENDACIONES

8. BIBLIOGRAFÍA

Operación de Embalses


73

con una máscara que permite dividir el estudio en 336 etapas diarias con acoplamiento de la función de costo futuro proveniente del mediano plazo.

Para el análisis de largo y mediano plazo se utilizó el módulo apropiado del SDDP en su forma estocástica, con solicitud de creación de la fun-ción de costo futuro para encadenarlo con el corto plazo.

2. Información Operativa de los Embalses y Centrales Hidroeléctricas Asociadas

2.1. Topología del complejo hidroeléctrico Paute-Mazar

El Gráfi co No.1 presenta la topología del com-plejo hidroeléctrico Paute-Mazar, el mismo que está compuesto por dos embalses en cascada. El embalse Mazar recibe directamente las aguas del río Paute y tiene asociada una central hidroeléc-trica de 160 MW, las aguas de este son turbina-das y vertidas al embalse Amaluza, quien recibe adicionalmente un afl uente lateral que representa aproximadamente el 30% del caudal total de la cuenca.

El embalse Amaluza tiene asociado una central hidroeléctrica de 1100 MW con una regulación de menos de una semana. En conjunto la cadena hi-droeléctrica Paute-Mazar posee una potencia insta-lada de 1260 MW y abastece cerca del 60% de la demanda anual de energía del país.

2.2. Parámetros

La Tabla No. 1 presenta los datos operativos de los embalses de Mazar y Amaluza y los pará-metros operativos de las centrales hidroeléctri-cas asociadas. El volumen útil de Mazar tiene una capacidad de 279 Hm3 y de Amaluza es de 42 Hm3; los volúmenes mínimos corresponden a las tomas de agua para el desagüe de fondo.

Las turbinas utilizadas en la central hidroeléctrica asociada al embalse Mazar son de tipo Francis y las turbinas de la central asociada a Amaluza son tipo Pelton.

2.3. Caudal total de ingreso a Amaluza

El Gráfi co No. 2 presenta los valores máxi-mos, mínimos y el promedio mensual histórico del caudal total afl uente al embalse Amaluza. La curva media histórica, presenta un compor-tamiento estacional con valores superiores a 100 m3/seg entre los meses de abril a septiem-bre, período que se denomina la estación llu-viosa, y valores menores a 100 m3/seg que se registran entre los meses de octubre a marzo, período conocido como la época de estiaje. Los ma-yores caudales se registran entre los meses de junio y julio y los valores más bajos se regis-tran entre diciembre, enero y febrero.

Este comportamiento estacional del caudal determina que el uso de los recursos de gene-ración, en el sistema eléctrico ecuatoriano, sea predominantemente hidroeléctrico en los me-ses que corresponden a la estación lluviosa y predominantemente térmico en los meses de la estación seca.

Gráfi co No. 1. Topología del proyecto hidroeléctrico Paute – Mazar

Tabla No. 1



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El Gráfi co No. 3 presenta la curva de proba-bilidad del caudal total diario histórico afl uente a Amaluza para los meses más intensivos en llu-vias, junio y julio, así como para los meses más secos, enero y diciembre. Se observa una dife-rencia considerable entre estas curvas cuando los aportes hídricos tienen una probabilidad de excedencia menor al 70%; por ejemplo, para una probabilidad del 43% de excedencia, el caudal registrado en el mes de enero es de 54.7 m3/seg, mientras que para julio es de 161.65 m3/seg, una diferencia de 295%, siendo mayor para probabili-dades más bajas.

3. Función de Costo Futuro

Para simular la operación óptima de los em-balses Mazar y Amaluza, se utilizó el modelo SDDP que trabaja con el algoritmo denominado “Programación Dinámica Dual Estocástica”.

Este algoritmo calcula la función de costo futuro del agua almacenada en los embalses cuya de-rivada representa el costo de oportunidad (valor del agua); esta derivada sirve como parámetro para decidir si se utiliza hoy el agua almacenada en los embalses ó se la deja para el futuro.

El despacho hidrotérmico para la etapa anterior T-1 se representa como el siguiente problema de programación lineal [2]:

Sujeto a:

Ec. 1

Donde la función de costo futuro se representa por la variable escalar y N restricciones lineales

, siendo N el número de seg-mentos lineales.

El Gráfi co No. 4 presenta las 100 restricciones lineales que corresponden a la proyección de la función de costo futuro del agua almacenada en el embalse Amaluza obtenidas para el mes de diciembre de 2010. Los resultados establecen que las pendientes de los segmentos de la función de costo futuro del agua almacenada en Amaluza son reducidas, es decir, casi no existe diferencia entre utilizar hoy el agua almacenada ó dejarla para el siguiente mes. Este resultado es producto de la poca regulación que posee Amaluza, menos de una semana, como consecuencia de un embalse útil de 42 Hm3 y una central de 1100 MW.

Gráfi co No. 2 Caudal histórico promedio mensual afl u-ente al embalse Amaluza

Gráfi co No. 3 Curva de probabilidad del caudal diario histórico afl uente a Amaluza



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El Gráfi co No. 5 presenta igualmente las 100 restricciones lineales de la proyección de la fun-ción de costo futuro para el agua almacenada en el embalse Mazar estimada para el mismo mes de diciembre de 2010. En este caso, los resulta-dos muestran un primer tramo de la función de costo futuro con una pendiente apreciable para volúmenes bajos del embalse; el segundo y tercer segmento presenta pendientes reducidas, lo cual implica nuevamente, que utilizar el agua del em-balse Mazar hoy ó dejarla para el futuro solo tiene relevancia cuando desciende mucho el nivel del embalse.

La Tabla No. 2 presenta los valores de la fun-ción de costo futuro que corresponde al mes de diciembre de 2010. Se obtuvieron 100 cortes (únicamente se presentan 20); el valor Rhs es el término constante de la Ecuación 1 y el resto de columnas de la tabla contienen las pendientes en cada corte para cada embalse.

4. Análisis de los Resultados

4.1. Análisis de largo plazo

4.1.1. Trayectoria del volumen fi nal

La predicción de la curva de operación volumen fi nal – tiempo de un embalse, ayuda al operador a establecer un orden en el período de llenado y de evacuación, considerando los límites operati-vos [4]. El Gráfi co No. 6-a presenta la trayectoria de los embalses de Mazar y Amaluza en etapas mensuales para el valor promedio de cincuenta escenarios hidrológicos. Se observa un compor-tamiento estacional del volumen fi nal, picos de valores entre los meses de abril a septiembre y niveles bajos entre octubre a marzo; la fl uctuación del volumen de ambos embalses se presenta sin-cronizada.

Gráfi co No. 4 Proyección de la función de costo futuro para el embalse Amaluza

Gráfi co No. 5 Proyección de la función de costo futuro para el embalse Mazar

Tabla No. 2

Gráfi co No. 6-a Volumen fi nal de los embalses de Mazar y Amaluza



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Los Gráfi cos 6-b y 6-c presentan, con mayor de-talle, las trayectorias de los embalses para los dos primeros años de la simulación operativa de Ma-zar y Amaluza. El promedio y los percentiles 10% y 90% son obtenidos de una muestra de cincuenta escenarios hidrológicos. Los resultados establecen que una operación óptima de Mazar estaría dada por empezar el ciclo operativo con un volumen al-macenado bajo a fi nales de marzo y alcanzar el nivel máximo en el mes de julio, para luego iniciar el vaciado desde octubre hasta marzo, con lo cual se completa un ciclo.

La operación del embalse Amaluza es similar a la de Mazar, con una característica especial, la trayectoria en valor promedio está más cerca del percentil 10%, lo cual indica que es preferible mantener bajo el nivel de Amaluza para esperar las crecidas.

4.1.2. Benefi cio económico

Para cuantifi car el benefi cio económico que pro-ducirá el embalse de Mazar en el sistema eléctrico ecuatoriano, se calcula el costo marginal del siste-ma con y sin la operación de Mazar; el resultado se presenta en el Gráfi co No. 7. Se observa que el ingreso de Mazar disminuye el costo marginal del sistema, principalmente en la estación seca y gran parte de la estación lluviosa. El ingreso de la central Coca Codo (1500 MW) en el año 2015 atenúa este efecto. En todo el período de análisis existe una dis-minución del costo marginal en promedio de 14%.

Los picos elevados que se presentan al inicio del período de análisis, corresponden a señales de racionamiento en el sistema eléctrico ecuato-riano.

La disminución del costo marginal incide directamente en el excedente del consumidor, el mismo que se presenta en el Gráfi co No. 8 (página siguiente). Se observa que en los tres primeros años de operación, éste alcanza en promedio un valor de 567 millones de dólares, cifra cercana a la inversión realizada para construir Mazar. Si bien los resultados se presentan hasta el año 2018, no es apropiado cuantifi car el benefi cio de Mazar como la suma de todo este período, pues si no se hubiera construido Mazar, otro proyecto lo hubiese reemplazado; por lo tanto el benefi cio de Mazar debe calcularse al menos en el período de construcción de un proyecto hidroeléctrico similar (3 a 4 años).

Gráfi co No. 6-b Volumen fi nal de los embalses de Mazar y Amaluza

Gráfi co No. 6-c Volumen fi nal de los embalses de Mazar y Amaluza

Gráfi co No. 7 Costo marginal del sistema



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4.2. Análisis de corto plazo

Para el análisis de corto plazo, se modelo el sistema hidrotérmico ecuatoriano en 336 etapas diarias con un acoplamiento de la función de costo futuro para diciembre del 2010. Los escenarios deterministicos de caudales utilizados en las cen-trales hidroeléctricas, corresponden a aquellos registrados entre los años 1997 a 2008.

El Gráfi co No. 10-a presenta la trayectoria del embalse de Mazar en valor promedio y percen-tiles 10% y 90%, obtenidos sobre una muestra de 12 escenarios hidrológicos analizados. Para calcular esta trayectoria en un período de nueve meses, es necesario añadir como mínimo dos meses al período de simulación. Este proced-imiento permite obtener funciones de costo futuro “razonables” para fi nales del noveno mes y evitar el vaciado anticipado de los embalses, el cual se puede observar en el gráfi co entre los meses de agosto y septiembre de 2010. La razón por la cual se produce este hecho, se debe a que la función de costo futuro de Mazar para diciembre de 2010 tiene pendientes muy pequeñas.

El valor negativo que se observa en el año 2009, se debe a que en promedio existen más escenarios hidrológicos adversos que favorables para el llenado de Mazar, el cual se iniciaría en el mes de noviembre con implicaciones de raciona-mientos para el sistema.

4.1.3. Importaciones y exportaciones de electri-cidad

Otro de los benefi cios que aporta el ingreso de Mazar al sistema eléctrico ecuatoriano, es la dis-minución de las importaciones y el aumento de las exportaciones de energía. Los Gráfi cos No. 9-a y 9-b presentan en valor promedio las importaciones y exportaciones anuales de energía estimadas con y sin la operación de Mazar. En el período de análisis, los resultados señalan una disminución media de 45 % en las importaciones y un incre-mento de 36% en las exportaciones.

Gráfi co No. 8 Excedente de la demanda

Gráfi co No. 9-a Importación de energía

Gráfi co No. 9-b Exportación de energía

Gráfi co No. 10-a Volumen fi nal en etapas diarias de Mazar



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De aquí en adelante únicamente se presen-tarán los resultados correspondientes a los prim-eros nueve meses de la simulación operativa de los once calculados.

La curva guía promedio de operación diaria de Mazar presenta una similitud con aquella obtenida en etapas mensuales, es decir, mantener el nivel del embalse bajo hasta fi nales de marzo y paula-tinamente ir llenándolo desde abril hasta julio. La curva guía correspondiente al percentil 90% se-ñala que el embalse de Mazar puede llenarse muy rápidamente en cuestión de días como se verá más adelante.

El Gráfi co No. 10-b presenta la trayectoria del embalse Amaluza obtenidos para la misma mues-tra de escenarios hidrológicos analizados. Las curvas guías señalan que el embalse de Amaluza debe vaciarse a fi nales de marzo para esperar las crecidas de la estación lluviosa a inicios de abril.

Las trayectorias de los embalses de Mazar y Amaluza, obtenidas como el promedio y percen-tiles 10% y 90% de 12 escenarios de caudales afl uentes, ayudan a encontrar una forma de ope-rar dichos embalses, pero no refl ejan la operación real que tendrán estos. Para entender la forma en la cual operarían óptimamente Mazar y Amaluza se presenta a continuación los resultados obteni-dos en tres de los doce escenarios determinísti-cos analizados.

El Gráfi co No. 11-a presenta la operación de los embalses de Mazar y Amaluza asumiendo que se repite la secuencia hidrológica del año 1998. Lo particular en este escenario es observar que el embalse Mazar se llena dos veces entre el perío-do enero a julio de 2010. Si se sigue la curva de ope-ración del Gráfi co No. 10-a, el operador del

sistema hubiese mantenido bajo el nivel del em-balse de Mazar hasta fi nales de marzo para ini-ciar el proceso de llenado desde abril, alcanzado su nivel máximo en julio; de haber operado así, la crecida correspondiente a la etapa 229 a 270 (ju-nio y julio) no hubiese sido controlada, producién-dose vertimientos no deseados.

En este punto es importante recordar que uno de los objetivos que tiene que lograr Mazar es el de almacenar agua durante las crecidas del cau-dal afl uente y de este modo incrementar la pro-ducción energética de la central Paute. De no darse esta situación el embalse de Mazar no es-taría cumpliendo con su propósito.

Respecto al embalse de Amaluza se observa que el nivel de éste sigue la operación de Mazar y se mantiene alto cuando los caudales son altos y trata de vaciar el embalse anticipándose a las crecidas, sobre las cuales tiene muy poco control.

El Gráfi co No. 11-b (página siguiente) presenta el volumen de los embalses de Mazar y Amaluza y sus respectivos vertimientos. En el caso de Mazar el vertimiento hacia Amaluza puede producirse en cualquier instante de tiempo y no necesariamente cuando alcance su nivel máximo, mientras que Amaluza vierte únicamente si se alcanza el nivel máximo.

Los resultados indican que el vaciado de Ma-zar entre las etapas 100 a 157 (febrero a marzo), se debe a un vertimiento controlado sobre los 100 m3/seg. También es interesante observar los pocos períodos de vertimiento que presenta Amaluza, lo cual no es lo habitual cuando opera solo.

Gráfi co No. 10-b Volumen fi nal en etapas diarias de Amaluza

Gráfi co No. 11-a Volumen fi nal y caudal afl uente de Mazar y Amaluza, secuencia hidrológica del año 1998



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El Gráfi co No. 12-a presenta la operación de los embalses de Mazar y Amaluza para la secuen-ciahidrológica del año 2001. En este escenario se analiza la operación de los embalses cuando se presenta un caudal total de 1300 m3/seg en el mes de junio de 2010. En estas condiciones la operación óptima de Mazar establece que el em-balse debe mantenerse bajo hasta inicios de ju-nio a fi n de aprovechar la crecida que se viene, lo mismo ocurre en Amaluza; con este escenario hidrológico, Mazar se llena en 26 días y Amaluza en 2 días.

El Gráfi co No. 12-b muestra que durante la cre-cida, Mazar no vierte agua hacia Amaluza, siendo el caudal lateral sufi ciente para llenar este último. Nuevamente se observa que el vertimiento de Amaluza no se puede eliminar por completo pero si reducirse considerablemente.

Gráfi co No. 11-b Volumen fi nal y vertimiento de Mazar y Amaluza, secuencia hidrológica del año 1998

El Gráfi co No. 13-a corresponde a la operación de los embalses de Mazar y Amaluza para la se-cuencia hidrológica del año 2006. Lo relevante en este escenario es observar la trayectoria del volumen almacenado en Mazar y compararlo con el del Gráfi co No. 10-a que representa la trayec-toria promedio. Las dos curvas son semejantes, es decir, señalan que hasta marzo 2010 se debe mantener un nivel bajo en Mazar y empezar el llenando del embalse a partir del mes de abril, en forma escalonada, hasta alcanzar el máximo por el mes de julio. Este tipo de operación se debe a la secuencia de caudales registrada el año 2006, la cual presenta impulsos moderados en forma constante entre abril y julio.

El Gráfi co No. 13-b presenta los vertimientos de Mazar y Amaluza para este escenario hidrológico, se observa que desde las etapas 1 a 141 (enero a marzo) existe vertimiento controlado por parte de Mazar para luego reducirse a cero en el proceso






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de llenado. Amaluza por su parte opera entre el volumen mínimo para esperar crecidas ó un volumen máximo. Así mismo los vertimientos de Amaluza son reducidos.

Luego del análisis de corto plazo, se puede es-tablecer que para alcanzar los objetivos de maxi-mizar la producción de energía y controlar las cre-cidas, el nivel de agua en los embalses de Mazar y Amaluza debe mantenerse bajo en el período de abril hasta septiembre, con el fi n de conservar un volumen de espera adecuado. Esta forma de controlar los embalses hace que el operador del sistema deba asumir un nivel de riesgo mayor, lo cual es poco probable.

Se conoce como volumen de espera a aquel creado en los embalses al disminuir el nivel de agua con el fi n de controlar las crecidas de cau-dal. Valores máximos de volúmenes de espera son necesarios en la época de mayores precipi-taciones y valores mínimos pueden ser adoptados durante los meses de poca lluvia [3]. Los Gráfi cos No. 14-a y 14-b presentan las curvas guías para el volumen de espera de Mazar y Amaluza, estimado para el período noviembre 2009 hasta diciembre 2011.

Esta curva establece una regla de operación simple para el control de las crecidas que puede ser defi nida como sigue: Si el nivel de agua en el embalse estuviera sobre la zona de color rojo es necesario verter2 hasta alcanzar nuevamente la curva guía; si estuviera debajo no es necesario verter.

En el caso de Mazar la curva guía del volumen de espera establece que en el período de estia-je éste debe reducirse hasta cero, para luego ir creciendo en valor durante el período de lluvias, alcanzando su máximo nivel en los meses de ju-lio.

El Gráfi co No. 14-b presenta la curva guía del volumen de espera para el embalse Amaluza, esta señala claramente que el volumen de espera debe mantenerse al 50% del volumen útil del em-balse durante la estación seca y al 100% en la estación lluviosa.

Las curvas guía para el volumen de espera se obtuvieron como la diferencia entre el volumen máximo del embalse y el percentil 10% del volu-men fi nal de la simulación operativa de largo plazo en etapas mensuales.


Gráfi co No. 14-a Curva guía del volumen de espera para el embalse Mazar

Gráfi co No. 14-b Curva guía del volumen de espera para el embalse Amaluza


2. El término verter para el embalse Amaluza debe ser entendido como aquella condición en la cual la central hidroeléctrica asociada (Paute) turbina al máximo con el fi n de disminuir el nivel del embalse.


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5. Conclusiones

La operación de Amaluza y Mazar deben sin-cronizarse, es decir, ambos embalses deben ba-jar su nivel al mismo tiempo a la espera de creci-das. En Amaluza se observa largos períodos de operación con el embalse en su nivel máximo ó mínimo, con pequeñas transiciones intermedias en los ascensos ó descensos, esto indica la poca capacidad de control que posee este embalse para las crecidas.

Una operación óptima de los embalses de Mazar y Amaluza conlleva una disminución en el costo marginal del sistema eléctrico ecuatoriano, reduce las importaciones de energía, aumenta la probabilidad de exportación y tiene enormes be-nefi cios económicos para la demanda. Dichos benefi cios serán mayores o menores, según el nivel de riesgo que asuma el operador del sistema con respecto al manejo de estos embalses.

Se han obtenido las curvas guías para el volumen de espera en los embalses de Mazar y Amaluza, estas curvas permiten establecer reglas muy simples de operación de los embalses con el fi n de controlar las crecidas del caudal afl uente a estos. Las curvas guía establecen que en el período seco (octubre a marzo) el volumen de espera de Mazar y Amaluza debe permanecer bajo, mientras tanto que en el período lluvioso (abril a septiembre) debe mantenerse alto.

6. Lecciones Aprendidas

No se puede encadenar los estudios de ope-ración de Mazar y Amaluza de largo plazo con el corto plazo, debido a que la función de costo futu-ro presenta pendientes muy reducidas para estos lo cual hace que en el acoplamiento los embalses se vacíen anticipadamente.

El análisis de la operación de Mazar y Amaluza debe realizarse con modelos de simulación en etapas diarias con un alcance semestral, lo cual permitirá acoplar de mejor manera el mediano plazo con la programación semanal y el despacho diario.

7. Recomendaciones

La estrategia de operación óptima de Mazar y Amaluza consiste en esperar, en un nivel bajo de los embalses, las crecidas que se presentan en la cuenca durante el período lluvioso. En el caso que no se logre este tipo de operación, por el riesgo de quedar bajos en los niveles de los embalses cuando se inicie el período de estiaje, no se podrá alcanzar los incrementos en produc-ción estimados para la central Paute, vulnerando el objetivo principal de este proyecto, por lo tanto se recomienda incrementar el nivel de riesgo en la operación de estos embalses.

8. Bibliografía

[1] Bravo M, Collishchonn W, Pilar V, “Optimización de la Operación de una Represa con Múltiples Usos Utilizando un Algoritmo Evolutivo”.

[2] SDDP Manual de Metodología versión 9.2, diciem-bre de 2008.

[3] Bravo M, Collishchonn W, Pilar V, Depettris C, “Téc-nica de Parametrización, Simulación y Optimización para Defi nición de reglas de Operación en Represas”, Universidad Nacional del Nordeste, 2006.

[4] Pérez A, Dueñas R, “Operación Estocástica de Em-balses”, XIV Congreso Nacional de Ingeniería Civil – Iquitos 2003.



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Aterramento temporário para linhas de transmissão: análise da

segurança humanaWagner Eustáquio Diniz / RITZ

Mário Fabiano Alves / PUC MinasBRASIL

[email protected]

IV Congreso Internacional: Trabajos con Tensión y Seguridad en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica - IV CITTES 2009


ÍNDICE

I. INTRODUÇÃO

II. METODOLOGIA PROPOSTA

III. APLICAÇÃO DA METODO- GIA PROPOSTA

IV. CONCLUSÕES

V. REFERÊNCIAS

Seguridad

I. Introdução

O aterramento temporário das instalações elé-tricas desenergizadas e liberadas para a realiza-ção de manutenção ou construção, têm recebido uma considerável atenção, devido ao crescente aumento da potência instalada e à existência de um sistema interligado através de linhas de alta e extra-alta tensão.

As intervenções em instalações elétricas de-senergizadas apresentam, à primeira vista, uma

Resumo: Este trabalho apresenta um estudo para determinação do melhor local para instalação do aterramento temporário utilizado nas intervenções nas linhas de transmissão desenergizadas, bem como um estudo da viabilidade do uso da chave de aterramento nas subestações juntamente com o aterramento temporário. Foram avaliadas diversas confi gurações de instalação do aterramento temporário e determinada qual é a mais efi caz no cumprimento do principal objetivo deste equipa-mento, que é garantir a segurança do pessoal envolvido nas atividades de manutenção ou construção de instalações elétricas desenergizadas. Os procedimentos tradicionais de aterramento temporário em linhas de transmissão têm se mostrado inadequados quando os níveis de indução são muito elevados, além disso, foi evidenciado que não existe padro-nização destes procedimentos nas concessionárias de energia elétrica.

condição aparentemente segura para a execução de trabalhos. Entretanto, elas podem ser indevi-damente energizadas por diversos fatores, tais como: erros de manobra, contato acidental com outros circuitos energizados, tensões induzidas por linhas adjacentes, fonte de alimentação de terceiros, descargas atmosféricas, mesmo que distante dos locais de trabalho, dentre outros.

O aterramento temporário possui outra impor-tante função, a de minimizar os efeitos das indu-ções eletromagnéticas provocadas por circuitos energizados que se localizam próximos ao circuito


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onde será realizada a manutenção. Atualmen-te são comuns grandes extensões de linhas de transmissão, com longos trechos de paralelismo, estruturas com circuito duplo, etc., estes são al-guns fatores que contribuem para o agravamento desse fenômeno.

A importância e necessidade do aterramento temporário fi zeram com que o Ministério do Tra-balho e Emprego do Brasil, na última revisão da norma NR-10 [1], tornasse obrigatório o seu uso em qualquer instalação elétrica sob intervenção, com o intuito de reduzir o número de acidentes no setor elétrico.

II. Metodologia proposta

O problema é analisado em duas etapas. Pri-meiro, é analisada a questão do acoplamento eletromagnético entre duas linhas com certo com-primento de paralelismo, utilizando-se os recur-sos computacionais do programa ATP - Alternati-ve Transients Program [2]. Isto permite obter-se uma série de informações importantes, tais como: corrente e tensão a que o eletricista estará sujei-to quando trabalhando na estrutura e ainda a ele-vação de potencial da estrutura. Numa segunda etapa, são calculados os potenciais de toque que estarão submetidos os eletricistas no solo, em contato com a estrutura.

As correntes e tensões a que o eletricista es-tará submetido são então confrontadas com os li-mites admissíveis pelas normas IEEE Std 80 [3], IEEE Std 1048 [4], NR-10 [1] e NBR-5410 [5] (ver tabela 1).

Tabela 1. Valores de Queda de Tensão e Corrente Máximas Permitidas

Serão apresentados resultados de simulações envolvendo diversas confi gurações de aterramen-to temporário, sendo: aterramento local (instalado apenas no local de trabalho), aterramento das es-truturas adjacentes (instalado apenas nas estru-turas laterais ao local de trabalho) e aterramento combinado (é a junção das duas confi gurações anteriores). As simulações computacionais foram realizadas, juntamente com a inclusão ou não do uso das chaves de aterramento instaladas nas su-bestações das extremidades da linha de transmis-são sob intervenção.

II.1. Confi gurações das Linhas de Transmissão

Para a realização das simulações computacio-nais foram escolhidos dois modelos típicos de es-truturas para linhas de transmissão com classes de tensões utilizadas em diversas concessioná-rias brasileiras. O trabalho foi desenvolvido utili-zando-se um caso exemplo com uma LT 500 kV (sistema interferente) e uma LT 138 kV (sistema interferido; local de trabalho) paralela à primeira, em um mesmo corredor de transmissão.

Na linha de transmissão de 138 kV foi utiliza-da a estrutura L6 [6] e na linha de transmissão de 500 kV foi utilizada a estrutura SX [7], ambas com circuito simples, cujos dados utilizados nas simu-lações computacionais foram obtidos da conces-sionária local. A fi gura 7 apresenta a seção trans-versal do corredor de transmissão, com indicação da geometria das LT’s utilizadas.

II.2. Confi guração do Conjunto de Aterramento

Para o conjunto de aterramento foram considera-das informações fornecidas por um fabricante [8].

II.3. Modelo Computacional

Serão consideradas apenas linhas de transmis-são com comprimento curto e médio, podendo ser representadas com precisão sufi ciente por parâ-metros concentrados [9].

O comprimento da maior linha de transmissão simulada foi de 100 km, por ser sufi cientemente elevado, representativo e por possibilitar a análise e conclusões sobre os problemas considerados.

Foi considerada a resistividade do solo típica do Estado de Minas Gerais, cujos valores médios são de 2.400 Ω.m, mas que podem atingir até 20.000 Ω.m em algumas regiões [10].

Seguridad


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Todas as distâncias entre os condutores tive-ram como referência o centro da estrutura de 500 kV, conforme fi gura.

As linhas de transmissão foram modeladas considerando um circuito π à cada vão, sempre com comprimento de 500 metros. A rotina suporte do pacote de programas do ATP utilizada é a Line Constants, Cable Constants and Cable Parame-ters (LCC) específi ca para cálculo de parâmetros de linhas de transmissão, através da entrada dos dados da geometria das estruturas e dos cabos condutores e pára-raios utilizados.

Para determinação do valor da impedância in-terna da fonte foi considerado um nível de curto circuito de 25.980 MVA em 500 kV.

Foi considerada uma carga tipo RL para a cir-culação de um valor de corrente nominal de apro-ximadamente 1.000 A.

Em todas as estruturas da LT 138 kV os cabos pára-raios foram aterrados e foram considerados valores típicos de resistência de pé de torre igual a 30 Ω e de resistência equivalente da subestação igual 2 Ω.

A LT 500 kV foi modelada com cinco conduto-res, sendo dois cabos pára-raios e três fases. A LT 138 kV foi modelada com quatro condutores, sen-do um cabo pára-raios e três fases. Em ambas as LT’s foram considerados os acoplamentos capaci-tivo e indutivo, entre os condutores de cada LT e

entre cada condutor de uma LT com os condutores da outra LT. O modelo considera ainda a infl uência do solo nos acoplamentos.

III. Aplicação da metodologia proposta

Os procedimentos de instalação do aterramen-to temporário se divergem entre as concessioná-rias e empresas usuárias, não existindo assim um procedimento padrão [11], [12], [13] e [14].

Essa divergência fi ca ainda mais evidente quando se trata de aterramento temporário para li-nhas de transmissão, devido a diversos fatores tais como: grande variedade de modelos de estruturas, diferentes experiências práticas das empresas, fal-ta de atualização dos procedimentos de trabalho, falta de troca de experiências entre as empresas, poucas pesquisas sobre o assunto, dentre outros.

III.1. Simulações Computacionais

Os aterramentos temporários foram classifi cados quanto ao local de sua instalação, sendo: Aterra-mento Local (instalado apenas no local de trabalho), Aterramento das Estruturas Adjacentes (instalado apenas nas estruturas laterais ao local de trabalho) e Aterramento Combinado (é a junção das duas confi -gurações anteriores). As simulações computacionais foram feitas seguindo esta classifi cação, juntamente com a inclusão ou não do uso das chaves de ater-ramento instaladas nas subestações das extremida-des da linha de transmissão de 138 kV.

Confi guração das LT’s

Seguridad


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Os principais resultados apresentados pelas si-mulações são:

- corrente no homem: corrente circulando no corpo do homem;- tensão no homem: diferença de potencial que o homem está submetido;- corrente na estrutura: parte da corrente que cir-cula nos três cabos de aterramento, na estrutura e dissipa no solo através da resistência de pé de torre;- elevação de potencial na estrutura: tensão devi-da a circulação da corrente na estrutura e resis-tência de pé de torre;- tensão de toque: diferença entre a elevação de potencial na estrutura e o potencial no solo ime-diatamente abaixo dos pés do homem.

Todos os resultados estão apresentados em função da distância do local onde o aterramen-to temporário foi instalado, sendo a referência a fonte. Estes valores serão apresentados a seguir através de gráfi cos, a fi m de facilitar a visualização e realizar a comparação entre as confi gurações de aterramento simuladas.

Os gráfi cos de corrente e tensão no homem são de grande interesse, pois, demonstram os valores que o eletricista estará submetido quando estiver trabalhando na estrutura da linha de transmissão desenergizada. Estes valores serão comparados com os valores apresentados na tabela 1, sendo

as quedas de tensão e correntes máximas permi-tidas de 8 V na torre, 16 V no solo e 16 mA, todos referentes aos limites de let-go; 25 V na torre, 50 V no solo e 50 mA, todos referentes aos limites para que não que haja fi brilação ventricular.

Foram medidas também as correntes que cir-cularam nos três cabos do aterramento temporário que, quando somadas, chegaram a atingir valores superiores a 56 A. Entretanto, foi observado que a maior parte desta corrente circula pelo cabo pára--raios, pois, esse possui menor impedância que a resistência de pé de torre, por onde circula a cor-rente na estrutura, mostrada nos gráfi cos. Esta é a corrente que é injetada no solo através da re-sistência de pé de torre, provocando a elevação de potencial da estrutura e, consequentemente, o surgimento das tensões de passo e toque no solo.

Nos gráfi cos que se seguem, todos os valores apresentados são valores efi cazes.

Foram realizadas mais de 150 simulações computacionais, as quais estão resumidamente relacionadas na tabela 2, divididas em casos, que representam possíveis procedimentos utilizados pelas concessionárias para a realização do aterra-mento temporário. O objetivo é apresentar a me-lhor maneira de se realizar o aterramento tempo-rário, proporcionando assim, maior segurança aos eletricistas envolvidos nas intervenções.

Tabela 2. Simulações Computacionais Realizadas

Seguridad


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III.1.1. Simulações com Aterramento Local

A fi gura 1 mostra gráfi cos com os valores encon-trados nas simulações com Aterramento Local sem o uso de Chaves de Aterramento, utilizando duas Chaves de Aterramento fechadas em am-bas as extremidades da linha de transmissão, nas subestações e utilizando apenas uma Chave de Aterramento, ora próximo à fonte, ora próximo à carga.

Nas análises da fi gura 1, observa-se que tanto os valores de tensão quanto de corrente no ho-mem estão muito inferiores aos valores permiti-dos, de acordo com a tabela 1, independente da utilização ou não das chaves de aterramento.

Fig. 1 - Caso 1

Fig. 1 - Caso 3

Fig. 1 - Caso 2

Fig. 1 - Caso 4

Figura 1. Valores encontrados nas Simulações com Aterramento Local

Seguridad

Entretanto, nos Casos 1 e 2, na maioria dos pontos onde foram instalados os aterramentos temporários, estes valores são maiores quando estas chaves estão fechadas. Além disso, obser-va-se que há uma variação muito pequena destes valores ao longo da linha de transmissão quan-do as chaves de aterramento não são utilizadas, comprovando que os níveis de indução eletrostá-tica encontrados independem da localização do aterramento temporário ao longo da linha, como [15]. Porém, a corrente que circula na estrutura apresenta valores sufi cientemente altos, pois, a elevação de potencial na estrutura é grande, com valores bastante superiores aos limites de segu-rança na própria estrutura, chegando a 40 V, sen-do este valor próximo também do limite de segu-rança no solo, que é 50 V sem que haja fi brilação ventricular, concordando também com [15] e [16].


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Nos Casos 3 e 4, observa-se que há um aumen-to progressivo da corrente na estrutura e, conse-quentemente na elevação de potencial na estrutu-ra, à medida que o local onde o aterramento tempo-rário está instalado se distancia da chave de ater-ramento fechada, tanto na fonte quando na carga. O maior valor é alcançando quando o aterramento está instalado próximo da chave de aterramento que está aberta, comprovando que os níveis de in-dução eletromagnética são máximos nesta confi gu-ração, assim como [15].

Isso acontece devido ao aumento do circuito fe-chado, formado pela chave de aterramento, linha de transmissão, aterramento temporário e retorno pela terra. Este circuito fechado ou laço é comu-mente conhecido como loop indutivo. Devido a este loop, observa-se que foram encontrados os valores mais elevados de corrente na estrutura e eleva-ção de potencial na estrutura, das três confi gura-ções, chegando a 8 A e 242 V, respectivamente.

Assim, os resultados indicam que o uso de ape-nas uma Chave de Aterramento não é recomenda-do nesta confi guração de instalação do aterramen-to temporário.

III.1.2. Simulações com Aterramento das Estruturas Adjacentes

A fi gura 2 mostra gráfi cos com os valores en-contrados nas simulações com Aterramento das Estruturas Adjacentes ao local onde será realiza-da a intervenção sem o uso de Chaves de Ater-ramento, utilizando duas Chaves de Aterramento fechadas em ambas as extremidades da linha de

transmissão, nas subestações e utilizando apenas uma Chave de Aterramento, ora próximo à fonte, ora próximo à carga.

Nas análises da fi gura 2, observa-se que houve uma elevação, tanto dos valores de tensão quanto corrente no homem, comparando os Casos 1 e 2 com os Casos 5 e 6, porém, estes valores ainda estão muito inferiores aos valores permitidos, inde-pendente da utilização ou não das chaves de ater-ramento. Entretanto, nos casos 5 e 6, na maioria dos pontos onde foram instalados os aterramentos temporários, estes valores são maiores quando as chaves de aterramento não são usadas, tendo o comportamento contrário à confi guração com o aterramento local, Casos 1 e 2. Porém, a variação dos valores nos Casos 5 e 6 apresenta o mesmo perfi l dos Casos 1 e 2, coincidindo com [15]. Já as elevações de potenciais na estrutura nos Casos 5 e 6 são mais elevadas do que as tensões dos Casos 1 e 2, chegando a valores superiores a 50 V, con-cordando também com [15] e [16].

Nos Casos 7 e 8, houve um aumento elevado tanto dos valores de tensão quanto corrente no homem, fi cando muito próximo ou excedendo aos valores permitidos (let-go), de acordo com a tabela 1, independente de qual Chave de Aterramento es-teja fechada, a mais próxima ou a mais distante do aterramento temporário. Além disso, os valores da elevação de potencial na estrutura fi caram superio-res a 195 V.

Assim como na confi guração com o Aterramento Local, os resultados indicam que o uso de apenas uma Chave de Aterramento não é recomendado nesta confi guração de instalação do aterramento temporário.

Limite = 16mA

Limite = 8V

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Fig. 2 - Caso 5 Fig. 2 - Caso 6

Figura 2. Valores encontrados nas Simulações com Aterramento das Estruturas Adjacentes


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III.1.3. Simulações com Aterramento Combinado

A fi gura 3 mostra gráfi cos com os valores en-contrados nas simulações com Aterramento Com-binado sem o uso de Chaves de Aterramento, uti-lizando duas Chaves de Aterramento fechadas em

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Fig 2 - Caso 7 Fig. 2 - Caso 8

Figura 3. Valores encontrados nas Simulações com Aterramento Combinado

ambas as extremidades da linha de transmissão, nas subestações e utilizando apenas uma Chave de Aterramento, ora próximo à fonte, ora próximo à carga.



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Nas análises da fi gura 3, observa-se que tanto os valores de tensão quanto corrente no homem estão muito inferiores aos valores permitidos, de acordo com a tabela 1, independente da utilização ou não das chaves de aterramento, assim como na confi guração com Aterramento Local.

Entretanto, os Casos 9 e 10 tiveram o mesmo comportamento dos Casos 5 e 6, ou seja, na maio-ria dos pontos onde foram instalados os aterramen-tos temporários, os valores de tensão e corrente no homem são maiores quando as chaves de ater-ramento não são usadas, tendo o comportamento contrário à confi guração com o aterramento local, Casos 1 e 2. As tensões medidas na estrutura tam-bém têm valores muito próximos dos valores en-contrados nos Casos 5 e 6.

Quanto aos valores de elevação de potencial na estrutura, os Casos 11 e 12 foram semelhantes aos Casos 7 e 8, chegando a mais de 190 V.

Assim como nas confi gurações anteriores, os resultados indicam que o uso de apenas uma Cha-ve de Aterramento não é recomendado nesta con-fi guração de instalação do aterramento temporário.

III.2. Cálculo do Potenciais de Toque

III.2.1. Sistema de Aterramento Permanente

O comportamento do sistema de aterramento per-manente (sistema de aterramento das estruturas das LT’s) em freqüência industrial é um assunto conhecido e existem diversas ferramentas compu-tacionais para cálculos e análises, além de farta bi- bliografi a que trata deste assunto.

Este trabalho não tem o estudo do sistema de aterramento permanente como objetivo. Entretan-to, a fi m de determinar o risco que os eletricistas que estão no solo estarão submetidos durante todo o tempo gasto na intervenção, o cálculo da distri-buição de potenciais no solo nas proximidades da estrutura (local de trabalho), envolvendo, portanto, a topologia do sistema de aterramento permanente, torna-se importante. O eletricista estará sujeito à di-ferença de potencial entre a estrutura e o solo onde ele estiver, que é a Tensão de Toque. O valor do potencial de toque será sempre um pouco inferior ao valor da elevação de potencial na estrutura.

A elevação de potencial no sistema de aterra-mento permanente, em baixas freqüências, é basi-camente função da resistência de aterramento e da corrente que circula no mesmo [17]. Para o cálculo da tensão de toque (local de trabalho), será usada uma confi guração de sistema de aterramento per-manente típica utilizado nas estruturas das linhas de transmissão.

A fi gura 4 ilustra um arranjo típico de um sistema de aterramento permanente para estruturas metá-licas de linhas de transmissão de 138 kV, utilizado pela concessionária local, com fi os contrapesos dispostos radialmente e interligados à estrutura. Os contrapesos L2 e L3 são instalados apenas em es-truturas localizadas em áreas urbanas [18], sendo a minoria quando comparada com toda a extensão da linha. Assim, esses não serão utilizados, já que isto corresponde a uma situação de maior risco no que concerne à questão dos potenciais de toque resultantes.

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Figura 4. Arranjo típico de um sistema de aterramento per-manente de estruturas metálicas de 138 kV

Será levado em consideração apenas o valor da corrente injetada na estrutura no local de trabalho, devida à indução na LT de 138 kV provocada pela LT de 500 kV, na confi guração com Aterramento Local sem o uso de Chaves de Aterramento, onde foi obtido o maior valor. Isto corresponde ao Caso 1, sendo a corrente injetada no aterramento igual a 0,83 A. A média dos valores desta corrente é de 0,72 A e o desvio padrão é de 0,074.

Além disso, serão desprezadas as contribuições dos trechos de contrapeso que estejam sufi ciente-mente distantes do ponto onde se situa o trabalha-dor. A simplifi cação do arranjo é mostrada na fi gura 5.

Figura 5. Arranjo simplifi cado de um sistema de aterramento permanente utilizado para cálculo da distribuição de poten-

ciais no solo

III.2.2. Contrapeso

Os contrapesos são cabos enterrados no solo a uma profundidade variável de 20 centímetros a 1 metro, conectados aos pés ou base das estruturas das linhas de transmissão [17].

A profundidade média da primeira camada de resistividade do solo no Estado de Minas Gerais é

de 6,4 metros [17]. Em situações com esta é razo-ável considerar-se a resistividade do solo constan-te para o cálculo da distribuição de potenciais no solo nas proximidades da estrutura (local de tra-balho), desprezando-se a infl uência da segunda camada do solo. O valor da resistividade do solo será o mesmo utilizado nas demais simulações, 2.400 Ωm.

III.2.3. Tensão de Toque

A Tensão de Toque será a diferença entre ele-vação de potencial na estrutura e o potencial no solo imediatamente abaixo dos pés do homem. O potencial no solo devido a um condutor de compri-mento l, transportando uma corrente I, num solo de resistividade r, é dado pela equação 1 [19]. Esta equação se aplica a cada trecho do contrape-so, sendo o resultado fi nal no ponto de interesse (fi guras 5 e 6) obtido por superposição de efeitos.

(1)

Onde:U(x,y) = tensão no pé do eletricista devido a cada trecho lIl(n) = corrente no trecho de contrapeso dada conforme equação 2 = resistividade do solo, l(n) = comprimento do trecho do contrapeso enterrado, x = distância longitudinal do centro do contrapeso ao pé do homemy = distância horizontal do centro do contrapeso ao pé do homemd = profundidade do contrapeso, 0,5 m

Foi considerado que a corrente injetada na es-trutura se distribui uniformemente no anel equali-zador e contrapeso, e proporcionalmente ao com-primento deste, conforme equação 2.

(2)

Onde:I torre = corrente na estruturaIl(n) = corrente proporcional a cada trecho de contrape-so consideradol(n) = comprimento do trecho do contrapeso enterradon = número do contrapeso conforme fi gura 5, sendo 1 a 6l = comprimento total do contrapesoA Tensão de Toque é dada pela equação (3):

(3) Onde:Vtorre = elevação de potencial na estruturaU(x,y) = tensão no pé do eletricista devido a cada trecho l(n)

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A tabela 3 apresenta os valores calculados de tensão de toque em regiões normais e durante um curto-circuito na LT 500 kV, e permite uma compa-ração dos valores referentes aos limites de let-go e aos limites sem que haja fi brilação ventricular.

O valor encontrado para Tensão de Toque, de-vido à indução em regiões normais, é considera-do muito perigoso, por ser maior que o dobro do valor permitido, visto que a diferença máxima de potencial que o homem pode ser submetido é de 16 V, em regime permanente, utilizando o limite de let-go. Por outro lado, utilizando o limite de cor-rente sem que haja fi brilação ventricular, o valor encontrado não é perigoso, pois está abaixo do valor permitido de 50 V.

Quanto ao valor encontrado para a Tensão de Toque devido ao curto-circuito, não é considerado perigoso, quando o tempo de atuação da proteção for 0,1 s. Entretanto, para tempos maiores de atua-ção da proteção, os valores encontrados para a Ten-são de Toque tornam-se perigosos por serem maio-res que os limites permitidos, conforme tabela 1.

Comparando os valores encontrados, utilizan-do como referência o limite de let-go, as Tensões de Toque provocadas pela indução, em regime permanente, em regiões normais são mais perigo-sas que as tensões provocadas por um curto-cir-

cuito, pois apresentaram valores muito superiores ao permitido. Por outro lado, utilizando como refe-rência o limite sem que haja fi brilação ventricular, tanto as Tensões de Toque provocadas pela indu-ção em regime permanente quanto as Tensões de Toque provocadas por um curto-circuito não são perigosas.

IV. Conclusões

Através das análises realizadas, fi cou com-provada a importância e a necessidade do uso do aterramento temporário nas intervenções em linhas de transmissão desenergizadas.

Através das simulações computacionais das confi gurações dos aterramentos temporários de acordo com o local de sua instalação, pôde-se ve-rifi car qual é o procedimento mais adequado e que proporciona maior proteção aos eletricistas, tanto os que estão no solo, quanto os que estão na es-trutura sob intervenção.

Pôde-se concluir que as chaves de aterramen-to nos terminais da linha são desnecessárias para o aterramento temporário para linhas de transmis-são de alta indução (longos trechos de paralelis-mo), sendo que seu uso reduz a segurança dos eletricistas no local de trabalho.

Figura 6. Arranjo de cada contrapeso para cálculo da distribuição de potenciais no solo

Tabela 3. Valores Calculados de Tensão de Toque

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Entretanto, para linhas com pequenos compri-mentos de paralelismo, o uso das chaves de aterramento deve ser analisado, pois neste caso, seu uso não reduz segurança e, no caso de uma energização acidental, garantirá a proteção ao eletricista.

Os resultados permitem concluir que a utiliza-ção do aterramento temporário somente na estru-tura em manutenção apresenta as condições de maior segurança para o eletricista. Os potenciais e correntes resultantes quando do uso deste proce-dimento estão dentro dos limites de normas quan-do o critério for o risco de fi brilação ventricular, ul-trapassando, no entanto, o limite de let-go.

Dependendo dos critérios adotados pela con-cessionária, haverá a necessidade de utilização de medidas de segurança adicionais na região próxima à estrutura em manutenção. A utilização de um piso isolante evitará a exposição do ele-tricista a uma situação que ultrapasse o nível de corrente let-go.

Conforme discutido, as concessionárias brasi-leiras não possuem critérios e práticas uniformes em relação ao aterramento temporário de linhas de transmissão, e de forma ainda mais negativa, algumas práticas aumentam o risco a que se ex-põe o eletricista.

Assim, há necessidade de se concentrarem es-forços no sentido de uniformizar essas práticas e eventualmente normalizá-las.

V. Referências

[1] BRASIL. Ministério do Trabalho e Emprego. Portaria n. 598, de 7 de Dezembro de 2004. NR-10 - Norma Regulamentadora n. 10 - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade. Brasília: [S.n.], 2004.

[2] MEYER, W. Scott; LIU, Tsu-huei . Theory Book - Electromagnetic Transients Program (EMTP). Bon-neville Power Administration, Portland, Oregon, USA. Jul. 1995.

[3] INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS. IEEE Std 80-2000: IEEE Guide for Safe-ty in Substation Grounding. [S.l.], 2000.

[4] INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS. IEEE Std 1048-2003. IEEE Guide for Protective Grounding of Power Lines. [S.l], 2003.

[5] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNI-CAS. NBR 5410: Instalações elétricas de baixa tensão. Rio de Janeiro,1997.

[6] COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS. 30.000 - OT/PL3-2462 - Características das Estruturas L6, H6L7, L3A, H3L4A. Minas Gerais: CEMIG, 1986.

[7] COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS. 30.000 - ER/LT-007 - Estruturas SX, SY, MX, LX, LY, AS1, BS1, BT1 500 kV Características. Minas Gerais: CEMIG, 1998.

[8] RITZ DO BRASIL S.A. Catálogo de Produtos. Dez. 2007.

[9] STEVENSON, William D. Elementos de Análise de Sistemas de Potência. 2. ed. São Paulo: Editora Mc Graw-Hill, 1986. 458 p.

[10] CARVALHO, André M. et al. Tecnologias para Dimi-nuir Desligamentos de Linhas de Transmissão. Eletrici-dade Moderna, p.340-351, Abr. 2000.

[11] FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A., - DLTR.O - Divisão de Linhas de Transmissão. Aterramento para Manutenção em Linhas de Transmissão e Barramentos de Subestações. Rio de Janeiro: FURNAS, 2008.

[12] COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS. 30.000 - TR/MN - 168a - Recomendação para Aterra-mento Temporário em Linhas de 230 a 500 kV. Minas Gerais: CEMIG, 2003b.

[13] COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA. TRL - Divisão de Linhas Aéreas e Subterrâneas. Aterramento Temporário de Linhas de Transmissão e Barramentos Aéreos de Subestações. São Paulo: CTEEP, 2002.

[14] MOUSA, Abdul M. New Grounding Procedures for Work on De-Energized Lines Eliminate the Need for Ground Switches. IEEE Transactions on Power Appa-ratus and Systems, [S.l.], v. PAS-101, n.8, p.2668-2680, Aug. 1982.

[15] MOUSA, Abdul M. New Grounding Procedures for Work on De-Energized Lines Eliminate the Need for Ground Switches. IEEE Transactions on Power Appa-ratus and Systems, [S.l.], v. PAS-101, n.8, p.2668-2680, Aug. 1982.

[16] ATWATER, P. L.; DEHAAN, J. M.; ROMERO, L. Uti-lities Field Test Safety Grounds. Transmission & Distri-bution World, [S.l], p.44-56, Nov. 2000.

[17] NOGUEIRA, Paulo José Clebicar. Infl uência da Es-tratifi cação do Solo na Impedância Impulsiva de Ater-ramentos de Linhas de Transmissão. 2002. 113p. Dis-sertação (Mestrado em Engenharia Elétrica) - Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais, Belo Horizonte.

[18] COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS. 30.000 - COPDEN-306 Revisão “e” - Instrução de Ater-ramento para Suportes de Linhas de Transmissão. Mi-nas Gerais: CEMIG, 2002.

[19] SUNDE, Erling Ditle. Earth Conduction Effects in Transmission Systems. 1. ed. New York: Dover Publi-cations, Inc., 1968. 370 p.

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