jueves, 31 de diciembre de 2009

Clasificación de los contactores

Hemos definido lo que es un contactor, también se analizaron las ventajas de su uso. Ahora veremos como se clasifican, que es conocimiento previo para su correcta selección.

Los contactores son aparatos robustos que pueden ser sometidos a exigentes
cadencias de maniobras con distintos tipos de cargas. La norma IEC 947-4 define distintos tipos de categorías de empleo que fijan los valores de la corriente a establecer o cortar mediante contactores.

Citaremos solamente las categorías para circuitos de potencia con cargas en CA, sabiendo que existen categorías similares para CC y circuitos de control en CA y CC.


miércoles, 30 de diciembre de 2009

Como funcionan los grandes molinos eólicos

Parecería que el 2010 podría ser finalmente el año en el cuál despegue la energía eólica en la Argentina. Después de todo, tenemos muy mejores condiciones climáticas del mundo para aprovecharla.

El evento WindAR 2009 del 17 de noviembre organizado por la cámara Argentino-Alemana tuvo más de 700 participantes y en el evento de fin de año de la Cámara Argentina de Energías Renovables se sentía un clima muy optimista.

Uno de los datos más alentadores es la licitación de 500 MW que tendrá lugar el año que viene en nuestro país. Hay proyectos en proceso por más de 2000 MW y la ley 26.190 establece que para el año 2016, 8% de la electricidad deberá provenir de fuentes renovables.

¿En qué consiste la tecnología necesaria para hacer andar estas enormes torres generadoras de electricidad que miden a veces más de 100 metros de altura?

Como regla general, un parque eólico funciona con un mínimo de viento de 16 km/h o 4,5 m/s. Es ideal ubicarlos en lugares en los cuales el flujo de aire sea laminar, es decir que tenga la menor cantidad de turbulencias. Esto favorece los parques ubicados en el medio del mar (offshore) ya que el viento viaja sin obstrucciones por largas distancias antes de llegar a las palas. A su vez, es clave tener un acceso relativamente simple a la red eléctrica para minimizar costos en infraestructura de transmisión.

El viento sopla más fuerte y tiene un flujo más laminar en alturas, esto es una de las razones por las cuales las torres de las turbinas son tan altas.

Un anemómetro, montado generalmente en la parte trasera de la turbina, detecta la dirección e intensidad del viento y envía estos datos en tiempo real a un controlador que va dando ordenes a distintas partes de la turbina. Dado que la velocidad de rotación de la turbina debe ser lo más constante posible y el viento no lo es (tiene ráfagas y huecos), es imprescindible ir ajustando el ángulo de incidencia de las palas para ir compensando la variación en la velocidad del viento.

El aire en movimiento impacta las palas y las hace rotar con los mismos principios que hacen posible que vuele un avión. Las palas son por lo general de materiales compuestos de fibra de vidrio/carbono y son fabricadas con enorme precisión. Una mínima diferencia de peso o superficie podría desbalancear la turbina en segundos. La rotación de las palas se traslada al eje central vertical que gira a una velocidad de entre 30 y 60 rotaciones por minuto (RPM) . Un sistema de engranajes (como la caja de velocidad de un automóvil) transforma luego esta velocidad de rotación angular a entre 1000 y 1800 RPM. Este eje que gira a altas velocidades está conectado a un generador. Para refrescar la memoria, un generador se puede considerar un motor al revés. A un motor (por ejemplo el que hace subir y bajar los ascensores en los edificios), se le da electricidad y éste genera movimiento a través de un sistema de electroimanes que hacen girar un eje, que a su vez enrosca el cable de acero que sostiene el ascensor. El generador tiene un sistema de electroimanes similar y al darles movimiento, generan electricidad. El fenómeno físico se llama la ley de Inducción de Faraday.

En un parque eólico, la gran cantidad de turbinas presentes están interconectadas a una tensión media (34.5kV) y luego en una subestación se sube la tensión a alto voltaje en caso de requerir conectarla a la red nacional. El modelado de parques eólicos es una actividad compleja tanto a nivel mecánico como eléctrico.

Ya existen varias empresas en el mundo especialistas en molinos eólicos. Este tipo de generación de energía es una de las de mayor crecimiento en el mundo. La más grande es Vestas, justamente de Dinamarca, el país con más penetración de energía eólica en el mundo. Vestas posee actualmente la mayor cantidad de turbinas instaladas en el mundo: 38000 turbinas en 63 países. Cuenta con modelos que van desde los 1,8 MW hasta el nuevo V90 de 3 MW que tiene un diámetro de rotor de 90 metros.

La alemana Siemens tiene la mayor base instalada en turbinas offshore, es decir los parques eólicos que se encuentran en el medio del mar y cuenta con una capacidad instalada de más de 600 MW. Tiene varios modelos de 2,3MW y su mayor es la SWT-3.6 de 3,6MW.

El premio a la turbina más grande del mundo se lo lleva la alemana Enercon con su E-126 de 6 MW que todavía está en fase de prototipo. Tiene una torre de 138 metros de altura (como un edificio de 30 pisos) cuyas paredes son de 45 cm de espesor. El diámetro del rotor es de 126 metros

Uno de los mayores desafíos que tienen los proyectos eólicos es el transporte de las piezas. La torre es modular y se transporta sin demasiados inconvenientes. Sin embargo, trasladar las palas que en el caso de la Enercon que miden casi 60 metros, representa un gran desafío en sí mismo ya que golpearlas representaría un daño casi irreparable. Pero, como mencionamos al principio, tanto las condiciones climáticas como el interés en aprovechar este tipo de energía limpia estan presentes y en la Patagonia como en el sur de la provincia de Buenos Aires tenemos puertos para simplificar la logística. Ojalá el 2010 sea el año del despegue.


Tomado del diario argentino La Nacion , escrito por Rodrigo Herrera Vegas (co-fundador de Sustentator.org)

martes, 29 de diciembre de 2009

Monitoreo en linea de Transformadores de Potencia

Los transformadores de potencia son los elementos más costosos en una subestación. El sistema de monitoreo en línea de diferentes variables, brinda utilidad de supervisión del transformador permitiendo incrementar su vida útil, mejorar las actividades de mantenimiento y evitar daños catastróficos.

Un monitoreo estratégico significa extender la supervisión clásica por un concepto más avanzado de supervisión de diferentes variables del transformador, su tendencia en el tiempo y el diagnóstico oportuno.

Beneficios del sistema de monitoreo

Las principales funciones que cumple el sistema de monitoreo de transformadores son :
  • Reducción de los Costos de Mantenimiento: Al tener un registro continuo del comportamiento del equipo es posible reducir los costos mantenimiento programado en fechas fijas, permitiendo optimizar recursos y no efectuar mantenimientos innecesarios.
  • Prevención de Fallas: El registro continuo permite detectar oportunamente la operación anormal del equipo y generar señales de alerta o alarma ante valores medidos por arriba de lo especificado o ante tendencias de crecimiento anormales.
  • Mejora de la Vida Útil del Transformador: Con el monitoreo continuo de las variables del transformador se consiguen mejor operación del equipo, a condiciones más óptimas, observando los periodos de sobrecarga y por lo tanto mejorando su vida útil.
El sistema de monitoreo de transformadores básicamente está formado por tres módulos, estos son:

  • Módulo de sensores.
  • Módulo del Sistema de Adquisición de Datos .
  • Módulo para el análisis de información denominado: Maestra de Control y operación.
Los diferentes módulos cumplen objetivos básicos, pero el trabajo integrado de los módulos es esencial para el monitoreo en línea de los transformadores. Con la información histórica almacenada se construyen tendencias de las diferentes variables del transformador.

Las señales de los parámetros a medir en el transformador son recogidos por los sensores y enviados al Sistema de Adquisición de Datos.

El Módulo Sistema Adquisición de Datos está formado por varios módulos de hardware y algunos otros con software, sin embargo, este módulo contiene un sistema inteligente que adquiere todos los datos de cada uno de los recursos, los cuales son enviados posteriormente a la PC Maestra de Monitoreo de los datos más significativos.

El Módulo Maestra de Monitoreo ordena la información que se le solicita o envía, almacenándola en una Base de Datos. Además, proporciona las herramientas que le permitirán al usuario la explotación de la información, transformándola en gráficas particulares, de tendencia, de modelados matemáticos o presentación de alarmas.


Se agradece, muy especialmente, por participar del Blog al Ing Jaime Humberto Rivera Flores de la ciudad de Medellín (Colombia). Docente de la Universidad de Antioquia de Medellín en las cátedras de Protecciones Eléctricas y Subestaciones Eléctricas de Alta y Extra Alta Tensión. Además es Analista en la empresa Interconexión Eléctrica S.A. ISA. Para conocer sus antecedentes completos y/o consultas, sus correos electrónicos son jhrivera@isa.com.co y jhrivera3027@gmail.com.


lunes, 28 de diciembre de 2009

Contador de descarga para descargadores


Un gran inconveniente que tienen los descargadores de sobretensión es que no muestran si están en condiciones de actuar ante una hipotética descarga y tampoco demuestran cuando produjeron una actuación , ni que características tuvo la descarga.

Para dar respuesta a estos inconvenientes pueden instalarse contadores de descarga.

Hoy la tecnología ha avanzado mucho en esta clase de dispositivos. En próximas entradas veremos los distintos tipos de contadores.

Con los contadores de descargas se registran las actuaciones que tuvo el descargador. De acuerdo al número de actuaciones se puede saber en que condiciones esta el descargador, tomando como referencias las recomendaciones del fabricante del equipo, quien dice cuantas descargas es capaz de soportar el aparato manteniendo su funcionamiento en óptimas condiciones.

El contador de descargas se conecta en serie con el descargador. Obsérvese en las fotos, unos contadores Siemens de distinta configuración y sus partes principales.

En una de las fotos se observa un contador de descarga de la empresa Delmar. Este contador de descarga es para uso en descargadores en estaciones transformadoras.

Pueden ser equipados con un miliamperímetro para medición de corriente de fuga. También pueden como opcional llevar una salida para conexión a instrumentos de medición. Sus características son:
  • Mínima corriente para indicar descargas 200 A
  • Máxima alta corriente 100 KA
  • Miliamperímetro con escala 0-30 mA
  • Número de dígitos de contador de descargas 6 dígitos

Tomado de catálogos Siemens

domingo, 27 de diciembre de 2009

ABB construye la línea eléctrica más larga del mundo



La línea de 2.500 km, unirá dos nuevas centrales hidroeléctricas en el noroeste del país, con Sao Paulo, el mayor centro económico de Brasil (Figura 1) La energía se transportará a muy alta tensión (600 kV) para minimizar las pérdidas de transporte.

Ésta será la segunda línea HVDC a 600 kV de Brasil. El proyecto Itaipu, con dos líneas de transporte construidas por ABB en 1984, es el mayor sistema de este tipo actualmente en funcionamiento en el mundo. ABB fue pionera en la tecnología de transporte HVDC hace más de 50 años, y sigue siendo el líder mundial en este sector.

Peter Leupp, Director de la División Power Systems de ABB comentó el proyecto: “La tecnología HVDC es ideal para el transporte eficiente de la energía renovable que se genera en áreas remotas, como la hidroeléctrica. El proyecto de Itaipu celebra este año sus primeros 25 años de funcionamiento con éxito, y ABB se enorgullece de seguir apoyando a Brasil en sus esfuerzos por reforzar la red eléctrica del país”.

ABB suministrará dos estaciones convertidoras HVDC de 3.150 MW, y una estación HVDC de paso de 800 MW, para transportar la energía a Sao Paulo y a la red de CA (corriente alterna) del noroeste del país. Está previsto que las estaciones convertidoras, que forman parte del programa de Desarrollo Acelerado del gobierno, se terminen en 2012.

La estación convertidora de Longquan, en China (Figura 2), es similar a la que entregará ABB en Brasil. Este tipo de estaciones se utilizan para en grandes proyectos de transporte de energía generada en plantas hidroeléctricas

Las líneas HVDC tienen menos pérdidas y requieren menos espacio que las tradicionales de Corriente alterna, y pueden estabilizar las fuentes intermitentes de generación para evitar que alteren el funcionamiento de la red. Por estas razones, es la mejor tecnología para los proyectos de transporte a larga distancia, desde la generación remota a los grandes centros de consumo.


Tomado del sitio web de ABB


sábado, 26 de diciembre de 2009

Ventajas del uso de los contactores

En esta sección veremos las ventajas del uso de contactores.

Permiten automatizar fácilmente el arranque y paro de motores.

Posibilitan el control de una maquina desde varios puntos o estaciones de maniobra.

Permiten accionar circuitos sometidos a corrientes muy altas, por ejemplo 200 A, mediante corrientes muy pequeñas.

Proporcionan un alto nivel de seguridad para las personas, dado que las maniobras se realizan desde lugares alejados de la carga y las corrientes y tensiones relacionadas con los circuitos de mando son relativamente pequeñas

Permiten controlar y automatizar equipos y maquinas que manejan procesos relativamente complejos mediante la ayuda de dispositivos auxiliares de mando como interruptores de fines de carrera, detectores de proximidad, temporizadores, termóstatos, etc.

Se montan sobre rieles o perfiles normalizados DIN de 35 mm cuadrados de ancho, como
casi todos los dispositivos de maniobra , mando y protección modernos, lo cual simplifica el diseño de aplicaciones y permite aprovechar al máximo el espacio disponible en los tableros. Como alternativa, pueden ser también fijados mediante tornillos.

Disponen de una gran variedad de accesorios, incluyendo bloques de contactos NO y NC de instalación frontal o lateral, los cuales se acoplan generalmente a presión, sin necesidad de herramientas. Esta característica reduce al mínimo el tiempo de montaje y garantiza conexiones confiables y seguras.


Tomado del Curso Practico De Electrónica Industrial Y Automatización (Cekit)

miércoles, 23 de diciembre de 2009

Piscina climatizada por sistema geotérmico

Se recomienda leer el articulo en este Blog sobre energía geotérmica si se desea aprender más sobre este sistema.

La piscina climatizada de Monforte ya dispone de un moderno sistema de calefacción geotérmica con el que se conseguirá ahorrar gasta un 75% del combustible, en este caso gasoil, que hasta ahora se usaba para calentar el agua de las instalaciones. En unas primeras estimaciones, se calcula que anualmente habrá una reducción del gasto energético de unos 15.000 euros.

El alcalde, Severino Rodríguez, indicó que se trata de una solución "pionera, pues estamos hablando de la primera piscina de Galicia que usa este sistema energético".

La instalación consiste en un total de doce perforaciones alrededor del edificio que alcanzan una profundidad de entre 100 y 150 metros. Unas sondas se encargan de absorber el calor de la tierra, que a tal nivel está entre los 14 y los 17 grados para, con un sistema similar al de los frigoríficos, pero a la inversa, llegar a generar el mismo calor que una caldera de setenta kilovatios de potencia.

La infraestructura colocada en la piscina ha tenido un coste de 100.000 euros aportados por el Plan E, cantidad que se amortizará en el plazo máximo de seis años. Dentro de dos meses se podrá hacer un balance de su funcionamiento y ajustar cifras referentes a ahorro y amortización.

El alcalde de Monforte insistió en la importancia de "ahorrar energía, pues estamos hablando de un gasto hasta ahora de 80.000 euros anuales para calentar el agua de las piscinas". Al mismo tiempo, reiteró que su grupo apuesta "claramente por la modernización de las instalaciones deportivas de nuestra ciudad, por lo que seguiremos en esta línea, y por encima de todo en la de buscar sistemas innovadores y eficaces que nos permitan conseguir reducir costes en el consumo de energía".


Tomado del sitio El progreso de Galicia.

martes, 22 de diciembre de 2009

Visualización del efecto corona (Parte 1)

El efecto corona se presenta cuando el potencial de un conductor en el aire se eleva hasta valores tales que sobrepasan la rigidez dieléctrica del aire que rodea al conductor.

El efecto corona se manifiesta por luminiscencias de color azulados que aparecen alrededor del conductor, mas o menos concentrados en las irregularidades de su superficie. La descarga va acompañada de un sonido silbante y de olor de ozono. Si hay humedad apreciable, se produce ácido nitroso. La corona se debe a la ionización del aire. Los iones son repelidos y atraídos por el conductor a grandes velocidades, produciéndose nuevos iones por colisión. El aire ionizado resulta conductor y aumenta el diámetro eficaz del conductor metálico.

En las líneas de transmisión, el efecto corona origina pérdidas de energía y, si alcanza cierta importancia, produce corrosiones en los conductores a causa del ácido formado. La actividad de descargas eléctricas y Corona en líneas de energía eléctrica y en subestaciones pueden indicar componentes defectuosos que estén muy cerca de la falla y salida de servicio y también resultar en quejas por ruido de audio e interferencia de radio. Como tal, la posibilidad de identificar el lugar exacto de la emisión del componente fallado, permitiendo actividades correctivas, como ser su reemplazo prolongando la vida del sistema sin fallas.

La observación visual del efecto corona es muy difícil debido a que su emisión de radiación es muy débil, en su totalidad dentro del espectro Ultra Violeta y es virtualmente imposible observarlo a simple vista, salvo en la oscuridad total.

Los equipos de detección visual de la empresa OFIL de Israel permiten al usuario observar y evaluar la intensidad del efecto corona, incluido a plena luz del día y ofrece así una solución a las empresas eléctricas.

Se trata de un sistema BI ESPECTRAL que combina un lente UV ICCD (CCD intensificado) que no permite el paso de luz solar, con una imagen del espectro visible, de esa manera puede detectar emisiones UV muy débiles de Corona en líneas de alta tensión y otros equipos eléctricos de MT Y AT, indicando el lugar exacto de la ocurrencia, en general antes que se produzca la descarga en si misma que causa daños importantes.

La emisión de corona en aire está en la longitud de onda de alrededor 300 a 360 nm, pero la energía de la radiación solar en este campo espectral es mucho mayor que la corona, haciéndola invisible al ojo humano. En la región de 240 a 280 nm la emisión de la corona es mucho más débil, pero el fondo de radiación solar es nulo, y la podemos denominar zona de apantallamiento solar, o zona ciega a la luz solar.

La así llamada zona de apantallamiento solar son fotocátodos sensibles a longitudes de onda superiores y producen la zona mencionada pero no la suprimen en forma total.

Para lograr el objetivo, OFIL desarrolló un filtro especial que transmite entre 240 y 280 nm, y que bloquea toda longitud de onda superior, que en conjunto con un contador con intensificador CCD de fotones (ICCD) responde solamente a las emisiones UV del efecto corona.

El sistema óptico transmite la misma escena a la cámara de espectro visible, incorporada al sistema, permitiendo al usuario obtener una imagen exacta del lugar de la descarga sin paralajes. La electrónica del sistema combina ambas imágenes, realiza las mejoras de las mismas y permite la evaluación cuantitativa de la intensidad de la corona.

Segunda y última parte.


Se agradece muy especialmente al Ing Enrique Spitzer por su participación en el Blog. Dicho ingeniero dirige la empresa argentina Ing. Spitzer S.A. dedicada al Instrumental para mediciones eléctricas y telefonía.


lunes, 21 de diciembre de 2009

Algunos elementos de líneas aéreas


Espaciador Amortiguador Triple (Figura 1)

Los espaciadores amortiguadores amortiguan las vibraciones en los conductores causadas por el viento. Gracias al óptimo diseño, los espaciadores reducen las vibraciones eólicas así como las vibraciones entre los conductores a un mínimo. Por eso el conductor puede estar en servicio en forma segura durante todo el tiempo de utilización. Pfisterer ofrece una amplia gama de espaciadores amortiguadores para un haz de dos, tres, cuatro o seis conductores con distancias de conductores desde 300 mm hasta 600 mm.

Amortiguador tipo Stockbridge (Figura 2)


La gama de amortiguadores tipo Stockbridge ha sido desarrollada para
reducir la energía cinética causada por el viento en los conductores individuales, en cables de guarda y en cables OPGW. Se necesitan muchos ensayos para demostrar un diseño. Algunos ensayos son por ejemplo la resistencia a la corrosión, la característica de amortiguación y el comportamiento ante la fatiga. Estos ensayos son necesariamente acompañados de ensayos eléctricos con relación al efecto corona y a RIV. Los ensayos son realizados en los propios laboratorios de la empresa.

Registrador de vibraciones (Figura 3)


La solución final para comprobar los sistemas de amortiguación o para la
investigación de las causas de daños en conductores, ofrece diferentes registradores de vibración. Estos dispositivos miden y registran las vibraciones durante el servicio de la línea. Para la evaluación de los datos se miden las vibraciones y simultáneamente la velocidad del viento y la temperatura del ambiente. Se pueden registrar y convertir los datos a voluntad. A base de mediciones autónomas, directas y a largo plazo es posible hacer las evaluaciones en todas las secciones críticas a lo largo de la línea.

Esfera de señalización (Figura 4)


Las esferas de señalización de tienen un diámetro de 600 mm y están
producidas mediante un procedimiento especial que garantiza la solidez del color y la resistencia a los efectos UV. Su diseño óptimo evita que las esferas se aflojen y permite eliminar el ruido de vibración audible. Gracias a un fácil montaje se reducen los costos de instalación. Las esferas están disponibles en distintos colores y para diferentes diámetros de conductor.


Tomado de la web de la empresa Pfisterer


domingo, 20 de diciembre de 2009

Primer aerogenerador urbano conectado a red de España


La ciudad de Pamplona (España) disfruta desde hoy del primer miniaerogenerador adaptado a entorno urbano y conectado a red implantado en España, el DonQi 1.75 kw. El aerogenerador ha sido desarrollado por la multinacional holandesa DonQi Iberia Independent Energy, y ha sido instalado por la empresa navarra Alba Renova en la azotea del departamento de Innovación, Empresa y Empleo.

El miniaerogenerador se ha ubicado en ese edificio concreto por reunir los requisitos para un funcionamiento exitoso: un viento urbano de más de 4 metros por segundo sin sombras de viento que con la producción que se obtiene se puede abastecer hasta el 70% de las necesidades de una vivienda media.

El objetivo final de esta instalación, que tiene un coste aproximado de 6.000 euros, es fomentar la generación distribuida, la producción de energía limpia donde se consume energía habitual (como en viviendas o centros de trabajo), evitar las pérdidas en el transporte y aumentar la independencia así como la eficiencia energética.

El consejero Roig ha destacado que la fase de grandes instalaciones eólicas "debe empezar a complementarse con actuaciones a nivel urbano, para que los ciudadanos asuman las energías renovables como algo más propio, de lo que se puedan beneficiar ellos y la sociedad" y ha apuntado que el nuevo campo a desarrollar por su departamento está vinculado a las renovables.

Por su parte, se ha indicado que una de las grandes ventajas de estos aerogeneradores es la generación distribuida a través de una nueva fuente de energía renovable que "puede suponer, dependiendo de los regímenes de viento, entre el 50 y 70% de ahorro energético en una vivienda media española", un objetivo que los gobiernos tratan de alcanzar actualmente.

La característica principal de estas instalaciones es que "se genera electricidad en el punto de consumo, con la ventaja significativa de que no se transporta la electricidad ni se transforma, con lo que se evitan las pérdidas y se es más eficiente energéticamente", ha señalado Unceta.

Según el consejero delegado de DonQi Iberia, los objetivos para el año que viene son instalar aerogeneradores en diferentes puntos de España, y ha pedido una mejora en las leyes sobre energía mini eólica a través de una legislación propia, la facilitación de las gestiones administrativas para estas instalaciones y un "empujón" al sector "para hacerlas más rentables".

Las características de estos aerogeneradores, "que no vibran ni hacen ruido", permiten aprovechar todos los vientos urbanos, y tienen la capacidad de suministrar electricidad en lugares aislados y alejados de la red eléctrica, gracias a que el sector mini eólico aprovecha los recursos naturales para producir energía eléctrica vertida a la red de baja tensión.


Tomado del Diario de Navarra (España)

sábado, 19 de diciembre de 2009

El cable de guardia con fibras ópticas (OPGW)

Hace un tiempo describimos las características de la construcción de una línea eléctrica en Argentina y se especificó el uso de cables de guardia de fibra optica OPGW. Ahora profundizaremos en la utilización de esta tecnología.

Es la mejor solución técnica para la transmisión digital dadas la buena protección del cable y la
alta disponibilidad del sistema que puede obtenerse.

Se recomienda su utilización cuando se trate de una línea eléctrica nueva, dado que la diferencia de valor con un hilo de guardia convencional radica solamente en el costo diferencial de la provisión del material.

Se aconseja como reemplazo del hilo de guardia existente, cuando deban preverse cortes de línea de cierto lapso de tiempo, o se prevean grados de dificultad en las obras que hagan útil la independencia de las comunicaciones, teleprotección y otros.

Es de uso cada vez más frecuente compartir el uso del OPGW con prestadores de servicio de transmisión de datos y/o telefónicos, a partir de la desregulación de los servicios.

Las necesidades de comunicación de las empresas del área eléctrica son normalmente satisfechas con un solo cable de fibra óptica, pudiendo usarse como segundo hilo de guardia el de acero convencional. Sin embargo, dada la conveniencia antes mencionada de compartir servicios interurbanos de transmisión de voz y/o datos y/o videos, con otros carriers, se recomienda la conveniencia de considerar la instalación de sendos OPGW.

Tanto en el caso de reemplazar el hilo de guardia existente por un OPGW, así como en el caso
de instalar uno nuevo, debe analizarse el efecto sobre las estructuras soporte de la línea, dadas las diferencias de peso, tiro y efectos agregados que trae aparejadas (situación ésta que no es crítica en un hilo de guardia tradicional).

Se recomienda tener en cuenta:
  • Nuevas tensiones de tiro axial.
  • Nuevos esfuerzos sobre torres.
  • Vibraciones por efecto del viento.
  • Mayor carga por hielo.
  • Vibraciones por deshielo.
El tendido y flechado de un cable de OPWG debe requerir cuidado para reducir al máximo los efectos negativos de:
  • La torsión en el cable y en las fibras.
  • El doblado del cable.
  • La compresión y la tracción.
  • La pérdida de estanqueidad durante el proceso de instalación.
Deben fijarse mayores exigencias para la amortiguación de vibraciones mediante stockbridges, pues el cable de fibra óptica es mucho más sensible a las consecuencias de las vibraciones por las microcurvaturas que sufren las fibras durante las oscilaciones. Deberá efectuarse un modelado y estudio de las vibraciones para limitar los valores máximos y fijar las condiciones de amortiguación. Deberán fijarse las condiciones para la medición de las vibraciones luego de la puesta en servicio, (típicamente cada dos años) para comprobación de los cálculos realizados y luego durante el servicio para mantener protegida las condiciones de trabajo de las fibras.


Tomado de "Guia de diseño y normas de sistemas de comunicaciones por fibra optica" de la empresa argentina Transener.

viernes, 18 de diciembre de 2009

Potencial geotérmico de Chile


Geotermia (o el calor de la tierra) es la energía termal acumulada bajo la superficie de la tierra en zonas de agua de alta presión, sistemas de vapor o de agua caliente, así que en rocas calientes. La energía termal usada consiste en parte de la corriente permanente de calor desde el núcleo de la tierra, a través del manto y hasta la superficie, dónde la energía está desprendido a la atmósfera. La otra parte forman procesos de desintegración radiactiva que suceden naturalmente en el manto y liberan energía.

A diferencia de otras fuentes de energía renovable que dependen directamente o indirectamente de la influencia del sol, la energía geotérmica proviene del interior del planeta. El término geotermia se refiere a la energía térmica producida en el interior de la Tierra. Como fuente de energía es esencialmente inagotable. Los yacimientos geotérmicos, si se gestionan de una manera correcta, pueden mantener su producción de energía indefinidamente. Se trata de ajustar la extracción de calor a la cantidad que se genera. Un ejemplo son los baños termales que se han usado durante miles de años.

Si bien es más abundante en algunas partes del mundo que en otras, esto no impide que actualmente se utilice como fuente de energía renovable en muchos países del mundo, en un conjunto de aplicaciones diversas. Esta fuente de energía se puede utilizar tanto para suministrar calor como para generar electricidad. Normalmente, estas tecnologías disponibles se dividen en tres categorías: las centrales geotérmicas, las aplicaciones de uso directo y las bombas de calor geotérmicas.

La energía geotérmica es un recurso doméstico, de bajo costo, confiabilidad y ventajas ambientales que superan a las formas de producción de energía convencionales. La energía geotérmica contribuye tanto a la generación de energía, produciendo electricidad como con usos directamente de calor, tanto como para reducir la demanda de energía, como con ahorros en electricidad y gas natural a través del uso de bombas geotérmicas tanto para calentar como para enfriar edificios. Solo una pequeña fracción de nuestros recursos geotérmicos son explotados hoy en día. La piedra seca y caliente, el magma y la energía geotérmica presurizada en la tierra tienen un inmenso potencial de desarrollo en nuestro país.

La ventaja de la energía geotérmica es que es prácticamente inagotable, versus la quema de los combustibles fósiles, que además de ser limitados tienen un alto impacto ambiental.

Características de la Energía Geotérmica:

  • Se le considera una actividad minera y con riesgo minero asociado
  • El recurso es el calor acumulado bajo de la tierra
  • La cantidad del recurso no es conocida "a priori"
  • Los fluidos producidos (vapor o agua) son el "medio" para la extracción de calor
  • El recurso es renovable/sustentable
  • Todas las actividades (el ciclo completo) están en la misma ubicación
  • Autóctona
  • Confiable (alto factor de planta: 85-90%)
  • Bajos costos operacionales
  • Alta inversión y elevado riesgo exploratorio
  • Puede ser desarrollada en forma modular
  • Efluentes de la operación de generación eléctrica se pueden aplicar a usos directos (calefacción, agricultura, turismo, etc.)

Chile, al ser un país altamente volcánico, denota una gran actividad bajo la corteza, presentando algunos lugares una poca profundidad entre la roca caliente y la superficie terrestre. Esta es una ventaja comparativa con países de igual actividad térmica, pero con mayores distancias para obtener el vapor que esta en el subsuelo. Chile presenta un gran potencial geotérmico, debido a la ubicación por sobre lo que se conoce como "Cinturón de fuego del Pacífico", caracterizado por una fuerte actividad volcánica. Los volcanes presentes en el borde occidental de la Placa Sudamericana son producto de este fenómeno. Cabe recordar que 10% de los volcanes del mundo se encuentran en Chile, eso es una medida del potencial geotérmico de nuestro país.


Tomado del
Ministerio de Minería de Chile

Subestación en alta mar

Dansk Olie og Naturgas A/S (DONG) y la empresa británica Centrica plc se encuentran a la espera de la finalización de las obras del parque eólico Barrow Offshore Windpark. A finales de agosto de 2005 se instaló la subestación (Foto 1), incluyendo un transformador de potencia de Areva provisto de un cambiador de tomas bajo carga VACUTAP (Foto 2).

La subestación 33/133 kV se encuentra aproximadamente a 7 kilómetros de la isla Walney, en la costa británica de Cumbria, donde la profundidad del agua es de unos 22 metros. Es decir, la subestación de 480 toneladas se encuentra literalmente situada "en alta mar". El cable submarino de 133 kV, con una longitud de 27 km, conecta a la subestación Heysham. Por lo tanto, es uno de los primeros parques eólicos conectados directamente a la red de alta tensión.

30 turbinas eólicas generarán 90 MW para finales de año. Ello permitirá a la British Gas abastecer a unos 65.000 clientes. Actualmente se están instalando los fundamentos para el resto de turbinas. Con estos trabajos, el proyecto dirigido por DONG y Centrica cumple de forma satisfactoria con el calendario propuesto.

El cambiador de tomas bajo carga utilizado en este proyecto, VACUTAP VRC III 700, ha sido desarrollado con la tecnología de conmutación en vacío innovadora de MR. De esta forma, el arco voltaico que se forma al conectar permanece por completo dentro de los tubos al vacío, evitando así que se produzca contacto con el aceite, el cual ni se descompone y ni produce hollín. La vida útil del contacto y la potencia de ruptura se benefician a largo plazo, en contraposición a los cambiadores de tomas bajo carga de otros tipos.

De este modo, el VACUTAP no precisa de mantenimiento durante las primeras 300.000 conmutaciones. Si se tiene en consideración la aplicación en red, se puede hablar en este caso prácticamente de "libre de mantenimiento". Esto supone una importante ventaja, especialmente en proyectos como Barrow Offshore Wind. También se garantiza la protección medioambiental.

Por lo tanto, la disponibilidad continua a largo plazo del transformador resulta decisiva, especialmente en su aplicación en alta mar. Para alcanzar este objetivo, MR ofrece asimismo otros componentes, como, por ejemplo, deshumidificadores de aire MTraB® que no precisan mantenimiento, o diversos sistemas de monitoreo. Todo ello resulta todavía más acertado teniendo en cuenta que ya se están planificando o construyendo una diversidad de proyectos con parques eólicos en alta mar tanto en el norte de Europa, como también en los Estados Unidos (Cape Wind) y en China (Huanghua Port). A la cabeza de estas actividades figuran Dinamarca y Gran Bretaña, donde el gobierno ha destinado tres zonas marinas para parques eólicos. En ellos se hallan plantas a punto de concluirse, como Gunfleet Sands con 108 MW o en estadio de planificación concreto como los 1.000 MW de London Array Windfarm. El objetivo de los británicos es lograr hasta el 2015 un 15% de suministro en energías renovables. Para ello, es importante disponer de tecnologías innovadoras y fiables.


Tomado de la empresa alemana Reinhausen

jueves, 17 de diciembre de 2009

Experiencia de termografía en Líneas eléctricas

Antes de jubilarme como Jefe del Laboratorio de Ensayos de la empresa de energía de mi provincia, tuve en mi laboratorio un equipo de termografía, que lo empleábamos para detectar puntos calientes en estaciones de transformación, transformadores MT/BT de distribución y muy especialmente en Laboratorio para análisis comparativos de morsetería de todo tipo, incluyendo sistemas preensamblados. Es una herramienta poderosísima, que se la valora a los diez minutos de haberla usado. Sus usos son casi ilimitados.

Pero yendo a las líneas de AT, ese termógrafo, en realidad vino montado en un helicóptero que se empleaba para rastrear problemas en líneas, especialmente en una zona montañosa de muy difícil acceso. Era un equipo muy sensible (resolución dentro de 0,1 ºC). Por falta de experiencia, compramos el equipo completo, pero dejamos de lado un accesorio fundamental, que más abajo explico cuál era. Al principio recorríamos la línea con el termógrafo enfocado a lo largo de los conductores, en busca de eventuales manguitos de empalmes flojos, por consiguiente, con temperatura superior al resto del cable. (Naturalmente que la línea debe estar no sólo energizada, sino también transmitiendo energía, por ese asunto de Mr. James Joule) Ajustando el nivel de sensibilidad a la temperatura de operación del conductor, se lo veía como un trazo blanco en la pantalla del termógrafo.

Cualquier sobretemperatura por chica que sea aparecía más luminoso, indicando algún percance en el cable. Desde el aire se tomaba nota de la numeración de los apoyos adyacentes para su futura identificación y reparación. (No se hacía mantenimiento bajo tensión).

El inconveniente principal era que el helicóptero no es tan estable y suave como aparece en el cine. Aún en días calmos algo se movía y dificultaba el enfoque, porque en la pantalla no había referencia del suelo. Y aquí viene le accesorio que compramos después: un sistema óptico que permitía ver la pantalla con la termografía y, superpuesta, una imagen virtual de la línea, su entorno y el suelo. Entonces, era como si a ojo desnudo se vieran los puntos calientes del cable. Ahora no importaba tanto el bamboleo del helicóptero.

Pero en la práctica, el helicóptero resultó mucho más útil para detectar problemas mecánicos en la línea, y muy especialmente, nidos de cotorras en las crucetas de los apoyos. Estos nidos, al aumentar de tamaño y en días de mucha humedad o lluvia generaban sus lindos cortocircuitos.
Cualquiera sabe que es muy difícil evitar que las cotorras hagan sus nidos en los apoyos. También es bastante trabajosos sacarlos, ya que hay que desernegizar la línea e ir con hidroelevadores, cosa que no siempre se puede por la topografía del terreno. Un buen día apareció un señor con la "solución": una especie de gel o grasa de su invención con la cual había que untar la parte superior de las crucetas. Esa grasa, según él, les provocaba escozor en las patas a las cotorras y se iban con la música a otra parte.

En algo más de un año, prácticamente se dejó de usar el termógrafo a bordo del helicóptero, porque la cantidad de problemas de sobretemperatura era realmente mínimo. Y lo que realmente significaba problema para la operación del sistema era fácilmente visible a simple vista. Esta decisión me
vino de perillas, ya que heredé el termógrafo para mi laboratorio, en donde fue mucho más útil para la Empresa. La lista de aplicaciones de estos equipos es impresionante.


Este interesante artículo cuyo autor es el
Ing Enrique Jaureguialzo (Córdoba, Argentina) fue tomado del libro Preguntas y Respuestas de Ingeniería Eléctrica perteneciente a la Lista Eléctrica Salvador Martínez. El creador de este Blog recomienda la suscripción a dicha lista.


miércoles, 16 de diciembre de 2009

Nueva ET en La Pampa (Argentina)

Estas noticias están buenas para leer, porque sirve para saber presupuestos, plazos de ejecución y algunas características técnicas de los proyectos.
Si conoces este tipo de noticias en tu país y quieres que salga publicada, escríbeme por favor.

Una de las obras prioritarias que llevará a cabo la presente gestión de gobierno es la construcción de la Estación Transformadora 132/33/13,2 kilovoltios Santa Rosa (Sur) en La Pampa (Argentina) como nuevo centro de distribución, que tendrá como objetivo aumentar la capacidad de transferencia de energía eléctrica para la capital de la provincia.

El Presupuesto Oficial para la ejecución de la obra es de $ 31.566.192 (algo de 8,4 millones de dolares ) con un plazo de ejecución de 540 días corridos.

En función del resultado de los estudios de planificación que se han realizado, se propone mejorar el abastecimiento futuro mediante la construcción de ésta nueva Estación Transformadora, que estará conectada a la Línea de Alta Tensión de 132 kilovoltios Macachín-Santa Rosa, en las inmediaciones del cementerio, ubicado en el sur de la ciudad capital, al oeste de la Ruta Nacional Nº 35. Además, la nueva Estación, también se vinculará a la línea de Alta Tensión de 132 kilovoltios proveniente de General Acha.

Esta nueva Estación, permitirá optimizar el uso del Anillo de 33 kilovoltios, para asegurar el abastecimiento de energía eléctrica y hacer frente al crecimiento de la demanda, en esta tensión, de la ciudad de Santa Rosa y zonas de influencia.

En la Estación Transformadora “Este” de 132/33/13,2 kilovoltios, principal nodo de carga del sistema eléctrico de Santa Rosa, se requiere incrementar su capacidad de transferencia en 33 y 13,2 kilovoltios. Este límite está fijado hoy por la capacidad de las Subestaciones Transformadoras 33/13,2 kV Santa Rosa “Sur” (rotonda Sur); “Norte” (ex-usina) y “Oeste” (Parque “Don Tomás”), sobre las que se concentra gran parte de la carga de la ciudad.

Equipamiento de la Nueva Estación

Está previsto que en la nueva Estación se instalen dos transformadores de potencia de 132/33/13,2 kilovoltios y 30.30-10 MVA.

El equipamiento electromecánico de 132 kV será tipo intemperie, siendo los interruptores a instalarse en Cámara de SF6, de última generación. Asimismo, el equipamiento electromecánico de 33 kV y 13,2 kV será tipo interior, alojándose este, en celdas de seguridad aumentadas, compactas de última generación, al igual que los interruptores.

Se realizarán las interconexiones de vinculación eléctrica, construyendo una triple terna en 132 kV y líneas de 33 kV y 13,2 kV.

La Estación Transformadora estará equipada para ser telecontrolada desde el Centro de Control Provincial (CCP). Se realizará un vínculo de fibra óptica entre la nueva ET 132 Sur y la ET 132 kV Este, existente para tal fin.


Tomado del sitio web de la provincia de La Pampa (Argentina)

martes, 15 de diciembre de 2009

Análisis de un conmutador bajo carga (Parte 1)


La Figura 1 muestra las partes principales del cambiador de tomas en carga ABB tipo UC en un transformador. Al operar el cambiador de tomas en carga (tambien llamado conmutador bajo carga), se forma un arco en el conmutador. Para evitar la contaminación del aceite del transformador, el conmutador tiene su propio recinto separado del resto del transformador. El selector de tomas, que está montado debajo del recinto del conmutador, consiste de un selector fino de tomas y generalmente también de un selector de conmutación. El principio de funcionamiento para la gama UC de cambiadores de tomas en carga se denomina principio de conmutador.

El tipo UC de cambiador de tomas en carga suele estar montado dentro de la cuba del transformador, suspendido en la tapa del transformador. El arrastre para operar el cambiador de tomas viene desde el mecanismo de accionamiento a motor, que está montado en el exterior de la cuba del transformador, separado del cambiador de tomas. El accionamiento se transmite por medio de ejes y de engranajes cónicos. El tipo UC de cambiadores de tomas en carga tiene una amplia gama de modelos con características adecuadas para cada aplicación.

El cambiador de tomas en carga
tipo UCL (Figura 2) está formado por dos secciones separadas, el conmutador, que tiene su propio recinto, y el selector de tomas. El selector de tomas está montado debajo del recinto del conmutador y la unidad completa está suspendida de la tapa del transformador.

Para ir a la segunda parte del artículo hacer click aquí.

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