domingo, 31 de enero de 2010

Reparación de aerogeneradores en España

Sustituir una pieza del motor de un máquina genera ya de por si dificultades, pero las cosas se complican mucho más cuando los trabajos se realizan a nada más y nada menos que a 105 metros de altura. Esto fue lo que tuvieron que hacer este jueves la decena de operarios que sustituyeron la pieza averiada de uno de los diez aerogeneradores del parque eólico Serra do Páramo (España), situado entre los municipios de Sarria y O Páramo.

Uno de los molinillos sufrió la pasada semana una "rara" avería, al dejar de funcionar la multiplicadora, ya que esta pieza tiene una vida de treinta años y sólo lleva dos instalada, según explicaron los responsables de la empresa coruñesa Virandel, propietaria del parque eólico. Éste es un elemento fundamental del aerogenerador —"similar a la caja de cambios de un coche"— porque aumenta las revoluciones de giro de las aspas, es decir, transforma las 16 revoluciones por minuto de las aspas en 1.500 o 1.600, trabajo que hace a través de una serie de engranajes. Estas 1.500 o 1.600 revoluciones van al generador, que produce la energía eléctrica.

La multiplicadora es del tamaño de un coche y pesa 15 toneladas, por lo que las tareas de sustitución no fueron nada fáciles. Para llevar a cabo el trabajo se necesitó una gran grúa que puede soportar hasta 650 toneladas, ya que, aunque el elemento sólo pesa 15, debía ser alzado a una altura de 105 metros.

Transporte

La pieza averiada procedía de Alemania, aunque para sustituirla se decantaron por una fabricada en Bélgica. La multiplicadora cruzó toda Europa en camión, pues se transportó desde Dinamarca, donde el fabricante tiene su sede central.

Las labores comenzaron a primera hora de la mañana y se extendieron durante todo el día, ya que sufrieron algún problema con la grúa. Además, los operarios de Vestas, empresa encargada del mantenimiento del parque, debían bajar la pieza averiada y subir la nueva. Estos trabajos se ven complicados porque se debe enganchar cuidadosamente la grúa y nivelar la pieza para evitar cualquier problema a la hora de bajarla, pues cualquier error a 105 metros puede tener graves consecuencias. Por esta razón se creó un perímetro de seguridad de unos 100 metros y se necesitó que durante estas maniobras que el viento no soplase con fuerza.

Mientras algunos operarios preparaban las herramientas y las alzaban, otros trabajadores se asomaban desde el aerogenerador para hacerse con ellas y se percibían desde el suelo como un minúsculo punto. Además de la propia pieza, debieron bajarse otros elementos de la multiplicadora, como el refrigerador de aceite.

Los preparativos de esta maniobra se iniciaron días antes debido a la dificultad de colocar la grúa por sus grandes dimensiones, pues tiene ocho ejes y fue llevada expresamente para este trabajo desde la provincia de Pontevedra.

Análisis

Ahora, tras colocar y conectar la multiplicadora, se estudiarán las causas de la avería, ya que sólo tiene dos años de antigüedad. La pieza se encontraba en garantía, por lo que no supondrá ningún coste para la empresa propietaria del parque, aunque sí conllevará importantes pérdidas porque el aerogenerador se encuentra parado desde el pasado miércoles 20 de enero y no se prevé que entre en funcionamiento hasta la jornada del próximo 30 de enero o, incluso, que los trabajos se puedan prolongar y que el molinillo no pueda producir energía hasta principios de la próxima semana. "El parque tiene un seguro a todo riesgo, pero no incluye la pérdida de facturación y ésta es la época de producción más alta", señalaron los responsables de las instalaciones.

El parque fue inaugurado en agosto del 2008, aunque se llevaba gestando desde 1999, cuando Virandel comenzó la tramitación. La instalaciones de Serra do Páramo afectan a seis parroquias de los ayuntamientos de O Páramo y Sarria: Goián, Biville, Belante, Friolfe, A Torre y Sa. El parque cuenta con diez aerogeneradores, que aportan una potencia total de 20 megavatios.

Cada aerogenerador tiene al año dos mantenimientos

Cada uno de los aerogeneradores que componen el parque eólico Serra do Páramo tiene dos mantenimientos al año, que son "preventivos", según explicaron.

Una de las operaciones es general y el aerogenerador debe estar parado durante dos jornadas, unas dieciséis horas. También se realiza otro mantenimiento, aunque de menor calado, y que supone la paralización de la máquina durante cinco o seis horas.

Esta labores son realizadas por la empresa Vestas, fabricante de los molinillos, y que se encarga también de su mantenimientro.


Tomado del sitio web El progreso de Galicia

sábado, 30 de enero de 2010

Venezuela: Embalse de Guri está 9 metros por debajo de su nivel normal

La fuerte sequía que ha afectado al territorio venezolano ha ocasionado que en los actuales momentos el embalse de Guri, que represa las aguas del río Caroní en el estado Bolívar para alimentar a las centrales hidroeléctricas Simón Bolívar (Guri), Francisco de Miranda (Caruachi) y Antonio José de Sucre (Macagua), se encuentre 9 metros por debajo de su cota normal.

Así lo señaló el gerente de la División de Planta Guri de la empresa estatal Electrificación del Caroní (Edelca), Francois Morillo, quien explicó que a la presente fecha el nivel de este embalse se ubica en 261,11 metros, lo que representa 9 metros por debajo de lo que debería tener para enero, que normalmente se ubica en 270 metros.

Acotó que esta situación obedece en primer lugar al efecto del fenómeno climatológico 'El Niño' que prácticamente redujo a su mínima expresión las lluvias sobre la zona norte de Sudamérica en el último período de invierno.

En el caso de Venezuela, agregó, esta carencia de lluvias ha afectado notablemente a los afluentes del río Caroní y por consiguiente, redujo en más de un 80 por ciento el aporte de caudal al Embalse de Guri, cuya extensión de 4 mil 600 kilómetros cuadrados lo convierte en el mayor lago artificial del país.

Además, apuntó, también se presenta un problema de alto consumo eléctrico en las zonas comerciales, industriales y residenciales de todo el país, lo que ha obligado a Edelca a destinar mayor cantidad de agua de este embalse para movilizar las gigantescas turbinas de las tres centrales hidroeléctricas.

'Actualmente el embalse desciende a un ritmo de 9 centímetros diarios, lo que nos obliga a pedir a la población a concientizarse sobre la necesidad de unirse a la campaña de ahorro de energía eléctrica que impulsa el Gobierno Nacional a través de la Corporación Eléctrica Nacional', apuntó.

Explicó que la Central Simón Bolívar, antiguamente conocida como Central Guri, se ubica en el municipio Angostura del estado Bolívar, 100 kilómetros aguas arriba de la confluencia del río Caroní con el río Orinoco.

Esta es la mayor central generadora del país, ubicada al oriente del territorio nacional, con 20 unidades movidas por agua capaces de generar 10 mil megavatios/hora anuales de energía.

Por su parte, la central Francisco de Miranda (Caruachi), se encuentra 16 kilómetros río abajo de Guri, y finalmente, la central Antonio José de Guri (Macagua) se ubica a solo 3 kilómetros de la unión de ambos ríos y está integrada prácticamente insertada dentro del urbanismo de la zona centro-sur de Ciudad Guayana.

Ambas centrales tienen una capacidad de generación de 2.600 megavatios/hora por año, la misma capacidad que tendrá la central Tocoma, actualmente en construcción en una zona del río ubicada entre las centrales Guri y Caruachi.

Una vez culminada Tocoma, el río Caroní se convertiría en el único a nivel mundial en soportar a cuatro gigantescas centrales hidroeléctricas a lo largo de su recorrido.

El funcionario recordó que estas centrales producen actualmente el 73 por ciento de la electricidad que consume el país, por lo que la afectación de los niveles del embalse tiene consecuencias directas sobre la disponibilidad de energía en todos los rincones del país.

Al respecto, exhortó a la población a hacer uso adecuado de los aparatos eléctricos, aires acondicionados, luces y otros dispositivos en sus hogares y trabajos.

Igualmente, recordó que el Gobierno Nacional inició una campaña para reducir en un 20 por ciento el consumo de energía en las empresas públicas de todo el país.

Parte de este plan contempla un reajuste en los horarios de los grandes centros comerciales y comercios, así como un ahorro de más de 500 megavatios en el consumo global de energía en las grandes empresas productoras de hierro, acero y aluminio que funcionan en el estado Bolívar, entre otras acciones.

Tomado del sitio web El Nacional de Venezuela

viernes, 29 de enero de 2010

Hidroeléctrica Piedra del Águila (Neuquén, Argentina)

Hidroeléctrica Piedra del Aguila SA es una generadora de energía eléctrica cuya central está emplazada sobre el Río Limay a 250 km al sur de la ciudad de Neuquén (Argentina)

La central tiene una potencia instalada de 1.400 MW, lo que la convierte en una pieza clave del Sistema Eléctrico Nacional.

Las funciones principales del aprovechamiento son la generación de energía y, junto al resto de las represas de la cuenca, la regulación de las crecidas del río Limay.

La planta dispone de 4 unidades generadoras de 350 MW de potencia cada una, equipadas con turbinas del tipo Francis de eje vertical con cámara espiral de acero.

El equipamiento electromecánico para la operación y el control de la central es altamente confiable y probado en numerosas obras hidroeléctricas del mundo. Este equipamiento ha sido perfeccionado en la central mediante la instalación de un sistema de monitoreo continuo del generador que permite realizar, durante el funcionamiento, un seguimiento minucioso de las condiciones de trabajo de las unidades.

Esto resulta en un servicio más confiable, en una mayor seguridad del material y en una elevada disponibilidad de las unidades.

La central se encuentra conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante al cual la energía generada por HPDA puede ser transportada a la mayor parte del territorio nacional.

Paleocauce

La Central Piedra del Águila es una obra singular. En su margen oeste se encuentra un antiguo cauce del río, relleno con material aluvional y sepultado bajo coladas basálticas que fue necesario impermeabilizar.

Su tratamiento consistió en la ejecución de una pared diafragma de hormigón, de vinculación entre el paleocauce y la presa y en cortinas de impermeabilización y drenaje en el cuerpo del paleocauce. Además existe un sistema de drenaje por bombeo inmediatamente aguas abajo del área tratada.

A continuación algunas fotos de la HPDA

Foto 1 - Barras de salida del Generador de 400 MVA

Foto 2 - Ranuras del estator de un generador de 400 MVA. Se aprecian las cuñas que mantienen las barras apretadas en las ranuras

Foto 3 - La HPDA de noche, vista desde el paleocauce.


Foto 4 - Una de cuatro compuertas de descargadores de fondo abiertas durante el ensayo de rutina del ente regulador de seguridad en presas.

Foto 5 y 6 - Vistas de la cámara espiral durante la construcción de HPDA

Foto 7 - Vista del Paleocauce

Foto 8 - Vista del coronamiento

Foto 9 - Sala de máquinas de la HPDA


Se agradece muy especialmente a la empresa Grupo SADESA de Argentina por facilitar el material. Dicha empresa es una sociedad de capitales argentinos constituida con el objeto de desarrollar inversiones orientadas al mercado energético nacional e internacional.Actualmente es uno de los actores más importantes en el sector; sus compañias generadoras representan alrededor del 15% del total de la generación eléctrica de la Argentina y el 21% del total de la generación térmica del país.

jueves, 28 de enero de 2010

Empresa de Guatemala lidera el desarrollo de turbinas

















Son el corazón de las centrales hidroeléctricas y, depende de su diseño, pueden aprovechar al máximo el caudal de ríos, tomas de agua o presas para la generación de electricidad.

Las turbinas hidráulicas son un elemento muy importante en la composición de una central generadora, miden hasta tres metros de alto, pesan muchas toneladas y hay una empresa en Guatemala que las fabrica.

Se trata de la empresa Tecno Mecánica, de capital ítalo-guatemalteco, tiene 14 años de presencia en el mercado nacional, y desde hace ocho se ha especializado en la fabricación de tres tipos de turbinas.

Giuseppe Albieri, presidente de la compañía, explicó que se han especializado en la fabricación de turbinas, pero también ofrecen soluciones completas a aquellos clientes que deseen instalar una hidroeléctrica.

Su experiencia es básicamente en centrales de pequeña y mediana envergadura, que van desde los dos hasta 20 megavatios (MW) de capacidad instalada.

“Tenemos muchos clientes, desde grandes industriales hasta finqueros o comunidades que quieren aprovechar el maravilloso recurso hidráulico del que dispone Guatemala”, agregó Albieri.

Aunque los ejecutivos de Tecno Mecánica se abstuvieron de dar precios estimados de las turbinas o su instalación, se conoce que las tarifas del MW instalado en el ámbito internacional ronda US$ 1 millón, y entre estos componentes las turbinas no son el elemento más caro.

“Por lo general, los costos más altos provienen del generador y las centralitas eléctricas”, explicó Mara Albieri, asistente de gerencia de la empresa.

Tecno Mecánica elabora tres tipos de turbinas hidráulicas: la rueda Pelton, la turbina Francis y la de hélice o turbina Kaplan.

Algunas piezas se fabrican en Guatemala y otras se importan directamente de Italia. En la fábrica trabajan unas 40 personas guatemaltecas, especializadas en ingeniería hidráulica.

En la foto se observa una Turbina Kaplan, fabricada por Tecno Mecánica.


Tomado del periodico Prensa libre de Guatemala.

sábado, 23 de enero de 2010

Colombia podrìa generar posible energía geotérmica en el 2013

Se trata del estudio del proyecto geotérmico que realiza Isagen entre Caldas y Risaralda, para así generar de las entrañas de la Tierra, inicialmente 50 megavatios (Mw), dentro de cuatro años.

Sería la primera vez que en Colombia se utilice este tipo de fuente para generar electricidad. Actualmente, Isagen adelanta estudios de factibilidad en el área de influencia del volcán Nevado del Ruiz.

El proyecto, en principio, tiene un costo de 190 millones de dólares e incluye la realización de los estudios de factibilidad técnica, ambiental y financiera, perforaciones exploratorias, perforación de pozos de producción, adecuación de infraestructura para accesos, conexión al sistema de transmisión nacional, suministro de los equipos, construcción de la planta y puesta en operación comercial.

"Durante 2010 y 2011 se realizarán estudios complementarios de geología, geofísica y gradiente térmico, por un valor de 2,65 millones de dólares, con el objeto de caracterizar, de manera más detallada, los sitios seleccionados en la etapa de factibilidad básica para la generación de energía eléctrica basada en la geotermia.

"Hasta la fecha se han invertido cerca de 600.000 dólares en estudios de factibilidad básica", afirma Luis Fernando Rico Pinzón, gerente general de Isagen.

Es de anotar, añade Rico, que este es un proceso natural renovable, mediante el cual se aprovecha el calor generado en el centro de la tierra (magma) para producir vapor a unas condiciones de presión y temperatura determinadas, que le permiten impulsar un sistema compuesto por una turbina de vapor acoplada a un generador de energía eléctrica.

De hecho, es una tecnología considerada limpia y renovable, ya que el vapor residual, después de generar energía eléctrica se puede condensar y reinyectar nuevamente al reservorio, para iniciar de nuevo el ciclo de producción energética.

No obstante, trae un trabajo importante que necesita de mucha investigación e inversión. Por ello, en el desarrollo del proyecto, actualmente Isagen cuenta con el apoyo de Colciencias, Ingeominas y la Universidad Nacional de Colombia.

"Con ellos, en el periodo 2008-2009, ya se realizaron los estudios de factibilidad básica, cuyo objeto consistió en la selección de los sitios que potencialmente pudieran ofrecer las mejores oportunidades de desarrollo del recurso geotérmico en Colombia.

Para los próximos dos años se continuarán los estudios complementarios que permitirán reducir la incertidumbre propia de la etapa de perforación exploratoria", añade Rico.

Se prevé que el proyecto podría generar aproximadamente unos 400 Gwh/año. En su etapa inicial podría generar 50 Mw, y beneficiaría a las poblaciones circunvecinas y a los sitios seleccionados para los estudios de factibilidad básica que se están realizando en el área de influencia del Macizo Volcánico del Ruiz en los departamentos de Caldas y Risaralda.

Si todo sale bien, es decir, si los estudios son factibles y los fondos solicitados autorizados, para el año 2013, Colombia incursionaría en esta alternativa energética.

"De acuerdo con el cronograma estimado en los estudios de factibilidad básica, se podría tener la primera generación de energía eléctrica basada en geotermia, dentro de unos cuatro años, dependiendo de que se confirme la viabilidad financiera del desarrollo", asevera Rico.

Ademàs agrega que "es importante advertir que lo que Isagen está realizando en el momento son los estudios de investigación para evaluar la posibilidad del desarrollo en Colombia de este tipo de tecnología. Pero aún no existe decisión alguna en relación con una inversión en la misma".

Qué se conoce sobre Geotermia?

En más de 30 países, los recursos geotérmicos suministran una capacidad de calor de 12.000 megavatios (Mw) y el poder de generar energía eléctrica de 8.000 Mw, resolviendo una porción significativa de la demanda eléctrica en algunos países en desarrollo.

Las centrales eléctricas geotérmicas individuales pueden ser desde 100 Kw hasta 1.000 Mw, dependiendo de la demanda y de la energía disponible. En algunos casos, esta tecnología es conveniente para usos rurales de electrificación y de miniconexión, además de usos nacionales de interconexión.

El uso directo del calor geotérmico puede incrementar el turismo, la producción agrícola y la acuacultura en climas fríos, y proveer calor para procesos industriales que agregan valor a los productos primarios.

Esta fuente de energía tiene como ventajas que es casi inagotable por el constante calentamiento en el interior de la Tierra y por la obtención de agua dulce y de sales como subproducto, y su impacto por el no uso de combustibles.


Tomado del portal colombiano PORTAFOLIO.com.co


viernes, 22 de enero de 2010

Mantenimiento preventivo de los transformadores

El mantenimiento preventivo de los transformadores representa una herramienta clave en la gestión de las redes de transmisión y distribución eléctrica. Los sistemas eléctricos requieren de máxima confiabilidad y aunque el riesgo de falla en un transformador es bajo, cuando la falla ocurre inevitablemente se incurre en altos costos de reparación y largos periodos de espera. Por otro lado, los transformadores son equipos de costoso reemplazo, por lo que se debe contar con un adecuado programa de mantenimiento para prolongar su vida útil.

El análisis periódico del aceite aislante es una herramienta clave para monitorear el estado del transformador; el mismo no sólo provee información relativa al estado del aceite sino que también posibilita la detección de posibles causas de falla en el equipo y es por lo tanto una pieza fundamental de cualquier programa de mantenimiento de transformadores inmersos en aceite.


El programa de mantenimiento puede incluir:
  • Análisis de gases disueltos: Utilizado para el diagnóstico del estado interno del transformador, identificando y cuantificando los gases disueltos en el aceite por cromatografía en fase gaseosa. Las concentraciones y proporciones relativas de los gases son utilizadas para diagnosticar ciertas fallas operacionales del transformador.
  • Análisis de furanos: Se evalúa en forma indirecta el estado de la aislación sólida (celulosa). Se mide por cromatografía líquida la concentración en aceite de compuestos furánicos que se producen cuando la celulosa envejece como resultado de la descomposición polimérica de sus componentes.
  • Rigidez dieléctrica: Se mide la máxima tensión que puede ser aplicada al aceite sin producir descargas. Un valor bajo de rigidez dieléctrica generalmente ocurre cuando hay humedad y partículas en el aceite y es indicativo de que éste no está en condiciones de proveer el aislamiento eléctrico necesario.
  • Contenido de partículas: La presencia de partículas en aceite afecta su rigidez dieléctrica, su medición es de suma importancia para tensiones superiores a 220 kV. Un bajo contenido de partículas asegura la eficiencia de filtrado.
  • Contenido de agua: El aumento de contenido de agua en aceite disminuye sensiblemente su nivel de aislación, pudiendo ocasionar descargas. Por otra parte la humedad excesiva puede acelerar la descomposición del papel aislante con su consecuente pérdida de performance.
  • Factor de potencia (Tangente Delta): Se miden las corrientes de fuga a través de los contaminantes presentes en el aceite y es capaz de detectar la presencia de contaminantes polares y polarizables, siendo indicativo de las pérdidas de las características dieléctricas en el aceite.
  • Tensión Interfasial: Propiedad indicativa de la presencia de compuestos polares disueltos en el aceite.
  • Acidez o Número de Neutralización: Parámetro del estado de envejecimiento del fluido dieléctrico. Altos niveles de acidez aceleran la degradación del papel aislante.
  • Contenido de inhibidor antioxidante: En los aceites inhibidos una vez que se ha consumido el inhibidor sintético, la velocidad de oxidación aumenta. El control del contenido inhibidor prolonga la vida útil del aceite.

Tomado de la empresa argentina de transformadores Tubos Trans Electric.

martes, 19 de enero de 2010

En España se controla las turbinas eólicas del mundo


Un aerogenerador en el parque de Twin Buttes, en Colorado (EE UU) se para inesperadamente. No hay nadie rondando la zona pero un técnico del otro lado del Atlántico lo sabe, lo controla, detalla la avería, la soluciona y lo pone en marcha de nuevo. Sin que al molino se hayan acercado más que los insectos y el propio viento. Esa es la labor del Centro de Control de Energías Renovables (CORE) de Iberdrola Renovables (foto), gestionar y mantener todas las turbinas eólicas que la empresa mantiene en once países distintos desde Toledo. (España) .En total, opera 24 horas y 365 días al año en 5.500 aerogeneradores, 68 minihidráulicas y una planta termosolar.

El punto de partida para construir este centro de control, que se puso en marcha en diciembre de 2003, fue "mejorar y optimizar al máximo la disponibilidad de las instalaciones eólicas, de modo que se pudiera ir incrementando la potencia renovable en la red", explica Gustavo Moreno, director del CORE. "Cuando no existía este control, nadie sabía si había una incidencia en un parque a no ser que algún operario anduviese por allí", explica. Pero "estas paradas o malos funcionamientos, que no generan ningún problema cuando la energía que produce el parque es insignificante, se convertiría en un quebradero de cabeza ahora que el volumen en el sistema es importante", dice.

Y el volumen es cada vez más reseñable. La energía eólica se consolidó como la tercera tecnología del sistema eléctrico español en 2009, al cubrir el 14,3% de la demanda eléctrica, sólo superada por las centrales térmicas de gas de ciclo combinado y las nucleares, según datos de Red Eléctrica de España. Sólo en España hay más de 18.000 megavatios (MW) instalados. En el mundo hay 120.000 MW. Desde el CORE se controlan cerca de 6.000 MW en España, Portugal, Brasil, México, Estados Unidos, Francia, Alemania, Grecia, Polonia y Hungría.

El mapa del mundo lleno de puntos de colores en una de las pantallas del CORE no indica nada al visitante. Sin embargo, el técnico identifica en cada punto un parque, en cada parque, sus turbinas y en cada turbina, su problema. "Cada instalación renovable cuenta con un sistema de control e información local que recoge las principales variables de funcionamiento de las máquinas y de la subestación eléctrica. Se conectan de forma remota al CORE y facilitan las tareas propias de mantenimiento", explican desde Iberdrola. Esther Vicente, de Servicios del CORE, detalla que, además de la conexión por fibra óptica y vía satélite, algunas máquinas y subestaciones cuentan "con cámaras de vídeo por seguridad y para ver si hay fuego, hielo en las palas o si se acerca una tormenta". Una vez que una alerta salta en el CORE, "indican la fecha, el tipo de incidencia, el lugar y la máquina en cuestión", afirma Vicente.

Mayor capacidad de operación

Desde 2006, es obligatorio que exista un centro de control para las instalaciones de más de 10 MW. REE tiene su propio centro al que se le facilitan los datos de los parques. Así, el gestor del sistema sabe exactamente la generación eólica y controlar puntas de producción como la ocurrida el pasado 14 de enero a las 1.33 horas. En ese momento, la eólica cubría el 42% de la demanda eléctrica.

Moreno cuenta que la noche de Nochevieja de 2004, "la de menor demanda eléctrica del año", hubo mucho viento. "No había obligación de compartir la información sobre producción eólica entonces. REE hizo sus previsiones de consumo contando con la generación de otras instalaciones y de repente, tenía un exceso de producción eléctrica de golpe y no sabía de dónde venía", explica. REE llamó al CORE "para que bajara su producción eólica, aunque suponía un perjuicio económico y no teníamos obligación". Esta capacidad de operación a tiempo real "ha dado más estabilidad a la red y una visión más global de la eólica a REE", afirma.

Ahora, los operadores tienen que entregar sus predicciones de viento "con 48 horas de antelación". "Cada cuatro horas se recalculan estas previsiones, de todos modos, porque el porcentaje de desvío medio respecto de lo que ocurre al final suele rondar el 15%", afirma Vicente.

De este modo, REE puede decirles a las productoras "que no caben 1.000 MW, por ejemplo" y están "obligadas a reducir la potencia que están generando en 15 minutos. Si no, hay una penalización económica", detalla Vicente. Esta reducción también se puede hacer desde el CORE. "Sólo se puede regular en tiempo real la potencia eólica en España. En otros países, sólo se hace en momentos puntuales", detallan.

Iberdrola ha construido un CORE más pequeño en Valencia "de respaldo, por seguridad". Plantea instalar centros como el de Valencia en otros países.


Tomado del sitio web
Cinco Dias de España.

Corrientes armónicas de secuencia cero


No es secreto, a esta altura, que cada día se utilizan en forma masiva las famosas ampolletas de alta eficiencia o lamparas de bajo consumo, y junto
con eso, todo tipo de aparatos y equipos electrónicos que nos facilitan la vida. Pero detrás de esto existe un gran riesgo que no se ha considerando, y lo que es peor aún, fue advertido por la autoridad competente hace mucho tiempo.

Este
peligro consiste en que este tipo de tecnología (conocida como “cargas eléctricas no lineales”) se caracteriza por ensuciar” las redes eléctricas de baja tensión, lo que trae como consecuencia un altísimo riesgo de fallas y accidentes eléctricos que, en mas de alguna oportunidad, a sido el origen de fallas graves o siniestros que han terminado en tragedia.

Las cargas no lineales son la principal fuente de contaminación armónica de las redes, y en particular, las cargas no lineales de baja tensión utilizadas por TODOS, tienen un grado de distorsión muy alto, lo que genera los siguientes problemas y riesgos en una instalación domiciliaria o comercial:

  • Riesgo de resonancia: la resonancia es un evento electromagnético que deriva en un cortocircuito o sobrevoltaje que no es captado por las protecciones convencionales y que destruye el sistema y los equipos conectados a él.
  • Sobrecalentamiento de cables: la circulación de corrientes de alta frecuencia (armónicas) aumenta considerablemente la temperatura de operación de los cables. Recordemos que los circuitos están diseñados para corrientes que oscilan a 50 hz, pero las armónicas son múltiplos enteros de esa frecuencia (150 hz, 250 hz, etc.).
  • Corrientes de neutro: las armónicas de secuencia cero (su nombre se debe a que se propagan por el neutro de la instalación) generan altas corrientes de retorno, lo que pone en peligro la operación del sistema y la integridad física de las personas. Pensemos que la presencia de corriente en el neutro fue el motivo que gatillo el uso de protecciones diferenciales en los circuitos.
  • Sobreconsumo: Evidentemente que la circulación de corrientes adicionales a la corriente fundamental implica un mayor consumo del sistema, lo que trae como consecuencia mayores pérdidas. Evitar la presencia y propagación de corrientes armónicas ayudará a disminuir el consumo de energía.
Es preciso aclarar que no debemos alarmarnos por esta característica de los dispositivos electrónicos o luminarias, pues es normal que operen así. La verdadera alarma debe estar en que nuestros circuitos eléctricos deben estar protegidos contra estos fenómenos, presentes en el uso domiciliario y comercial (entiéndase comercio, hoteles, letreros luminosos, etc.)

Hace años que existen en el mercado las Protecciones Residuales de armónicas de secuencia cero. Este tipo de armónicas se propagan por el cable de neutro de los circuitos y son las más dañinas en los sistemas de baja tensión. Lamentablemente no se exige y tampoco se recomienda instalar estos dispositivos en los tableros de alumbrado, siendo que por esta omisión se podrían evitar fallas comunes en dichos circuitos, incluso mejorar la vida útil de las mismas ampolletas.

La práctica de incorporar protecciones (existe una amplia gama de alternativas muy económicas en el mercado) que eviten la propagación de armónicos de secuencia cero, ayudará bastante a disminuir las fallas y los siniestros eléctricos que se han vuelto comunes y seguirán en aumento si no hacemos algo al respecto.

A continuación se muestra una simple aplicación del uso de un dispositivo de protección para corrientes armónicas residuales en un circuito de Alumbrado y de computación:

Para evitar la propagación de las armónicas (flechas rojas), existen dispositivos muy simple de instalar y de muy bajo costo, esta es una muy buena alternativa de protección residual de armónicas de secuencia cero. Consiste en instalar dicha protección en paralelo al circuito de alumbrado, tal como lo indica el diagrama unilineal siguiente:

Esta protección debe ser de una potencia igual al 50% de la potencia del circuito de alumbrado. De esta forma, las armónicas de secuencia cero quedan atrapadas entre el dispositivo y las cargas, lo que evita la propagación de las corrientes por el neutro, y las ya conocidas consecuencias.


Se agradece a la empresa chilena Atar Energy Management por el envio de la información. Dicha empresa se dedica a Integración Eléctrica de Equipos en BT-MT-AT, Equipos y Estudios en Calidad de Energía Eléctrica, Materiales y Productos Eléctricos & Automatización y Servicios Eléctricos Generales.


lunes, 18 de enero de 2010

Cambio de fase de trampa de onda, con tensión y pasaje de corriente en subestación de 150 kV (Parte 2)


Leer la primera parte parte de este artículo.

Después de desconectar el chicote desde la trampa de onda al seccionador, dejándola sin tensión, se comenzó a efectuar la bajada de la misma

Una vez retirada la trampa de ondas, se comenzó con la maniobra de:

d) retiro del cable del TTC fase 3.

Terminada esta maniobra, se trasladó la trampa de onda con sus respectivos chicotes a la fase 3 para su instalación. Se levantó la trampa de onda sin tensión. Para ello debió alejarse desde el pórtico el by pass colocado en la fase 3 mediante una pértiga con manopla.


e) Se procede a conectar los respectivos chicotes de cable de la trampa de onda primera a la cabeza de la seccionadora, luego se conectó el chicote del TTC de fase 3 a la línea y posteriormente se realizó la conexión del chicote corto de la trampa de ondas

Posteriormente, una vez colocada la trampa de ondas en su nueva ubicación, se desconectó.

g) retiro del by pass realizado en la fase 3 del lado de la seccionadora y de la línea.

Esta maniobra debió realizarse en simultaneo, utilizando los 2 andamios a efectos de que no quedaran elementos energizados.


Durante todos los procesos de conexión y desconexión de chicotes se observó que los morsetos originales, con mas de 20 años de colocados, así como otras piezas, presentaban visibles grados de corrosión, por lo que debieron realizarse trabajos adicionales a los originalmente propuestos, según lo señalado en los puntos h) a k).

Estos trabajos significaron la realización de un by pass en fase 2 para cambiar un morseto dañado.

Además, durante la sustitución de la trampa de onda, se detectaron que los aisladores de donde colgaba la misma presentaban signos de corrosión avanzada, por lo cual debieron ser sustituidos, así como otros morsetos de unión de cables que estaban corroídos por la sal marina, dado que esta subestación se encuentra cercana al Océano Atlántico.

Con estos últimos trabajos se dio por concluido el cambio de fase de la trampa de onda, quedando la misma sobre la fase 3.


Conclusiones:


El trabajo realizado implicó una gran variedad de trabajos con tensión, incluidos la desconexión y conexión con tensión de TTC en 150 Kv, trabajo en el cual no existían antecedentes en UTE.

Por otro lado se efectuaron trabajos con tensión y pasaje de corriente como fueron la realización de by pases y limpieza o sustitución de los morsetos corroídos.

Por último se señala la total coordinación entre los distintos sectores que intervinieron en el trabajo, que permitió la realización del mismo en un tiempo muy reducido y con total seguridad.


Este artículo fue escrito por el Ing Guillermo Lockhart (Jefe dpto Ing lineas y cables), Ing Carlos Curbelo (Especialista de lineas y cables) y el Sr Ariel Grene (Jefe tecnico de TCT) de la empresa UTE (Uruguay). Para contactos ccurbelo@ute.com.uy. Usado con permiso.


domingo, 17 de enero de 2010

Cambio de fase de trampa de onda, con tensión y pasaje de corriente en subestación de 150 kV (Parte 1)

Con la entrada en servicio de la nueva estación de 500 Kv en San Carlos, Maldonado (Uruguay) y su posterior conexionado a la línea Maldonado Rocha de 150 kv, al efectuar las pruebas correspondientes se detectó que la trampa de onda que permitía la comunicación entre las Subestaciones San Carlos (150 Kv) y Rocha, que se encontraba en la fase 1, debía ser trasladada por razones técnicas de comunicación a la fase 3.

Como la Subestación Rocha es punta de línea, el trabajo debía ser realizado sin interrumpir el suministro de energía a toda la zona Este del país, que es alimentada por dicha Subestación en 150, 60 y 30 Kv

Desarrollo del trabajo:

El trabajo consistió básicamente en:

a) Colocar by pass en dos seccionadores
b) Retirar trampa de ondas de fase 1
c) Retirar cable de transformador de tensión capacitivo (TTC) de fase 1
d) Retirar cable de TTC en fase 3
e) Trasladar el chicote de fase 1 a la fase 3, conectando la trampa de onda y el TTC
f) Trasladar el chicote de la fase 3 a la 1 , conectando el TTC
g) Retiro del by-pass de los seccionadores.

Adicionalmente, durante el trabajo se debieron efectuar las siguientes tareas:

h) Cambio de morseto de unión de trampa de onda fase 3
i) Cambio de morseto de unión en trampa de onda fase 2 mediante la colocación de un bypass
j) Cambio de aisladores sostén de la trampa de ondas
k) Limpieza de cables y morsetos de uniones en mal estado.

En la situación inicial la trampa de onda estaba colocada en las fases 1 y 2 y en la situación final se debía cambiar la trampa de la fase 1 a la 3.

Detalle el desarrollo de las tareas:

a) Colocar by- pass en dos fases:

A tales efectos, previamente se montó en el pórtico de la subestación, a la altura de la fase, un aislador line post de 150 KV con un chicote de cable para realizar el by pass al seccionador, la trampa de ondas y el TTC de fase 1, con la ayuda de 2 andamios modulares RITZ, armados simultáneamente

Un aspecto muy importante es que la conexión de ambos extremos del by-pass se debe realizar en forma simultáneamente, debido a que de lo contrario estaríamos conectando a potencial un extremo y el otro estaría próximo a tierra.

Luego de efectuada la maniobra de realizar el by pass de fase 1, y quedar directa la conexión entre la entrada de línea y la salida del seccionador, salteando la trampa de ondas, se procedió a

b) Retiro de la trampa de onda en fase 1.

Para ello se procedió primero a desconectar el chicote corto de la trampa de onda, utilizando un cortocircuitador.Posteriormente se realizó la tarea de:

c) desconectar el cable de bajada al TTC de la fase 1.

A tales efectos, sabiendo que se produciría una descarga del tipo capacitivo al desprenderse el chicote, se advirtió al personal encargado de la desconexión para que dicho arco no lo sorprendiera por su intensidad.

Se desprende el chicote usando un corto-circuitador con pértiga aislada.

Luego de realizada esta maniobra se procedió a alejar el conductor del by pass mediante una pértiga para bajar la trampa de ondas.


Mañana la segunda y última parte de este artículo.


Este artículo fue escrito por el Ing Guillermo Lockhart (Jefe dpto Ing lineas y cables), Ing Carlos Curbelo (Especialista de lineas y cables) y el Sr Ariel Grene (Jefe tecnico de TCT) de la empresa UTE (Uruguay). Para contactos ccurbelo@ute.com.uy. Usado con permiso.


sábado, 16 de enero de 2010

Nueva línea eléctrica de 132 kV en Monte Hermoso (Buenos Aires)

La longitud de la L.A.T. de 132 kV a construir, es de aproximadamente 24 km y estará compuesta de un conductor de aluminio con alma de acero de 185/30 mm cuadrados de sección, cable de guardia de acero de 50 mm cuadrados de sección, soportes de hormigón armado, aisladores de vidrio templado y puesta a tierra de acero cobreado.

La empresa Proa , que ejecutará el recambio de la línea de energía eléctrica que abastece a este balneario, comenzó a trabajar en el estudio de impacto ambiental de la obra, al tiempo que inició las entrevistas con los dueños de los campos por donde pasará el nuevo tendido, a fin de definir la traza.

Se dispone el tendido de una línea eléctrica de 132 KV desde la rotonda de la ruta nacional 3 hasta la estación transformadora en Monte Hermoso.

También se aclaró que no se colocarán los primeros postes del esperado tendido hasta dentro de 3 a 6 meses, plazo que demorará llevar adelante el estudio de impacto ambiental y definir la nueva traza de la línea eléctrica junto a los chacareros, a quienes se les deberá solicitar la servidumbre de paso.

"Todas estas cuestiones también forman parte del emprendimiento, que tiene un plazo de ejecución de 18 meses contando desde fines del mes pasado", dijeron desde el gobierno.

El funcionario ratificó que está previsto que la línea se inaugure en los primeros meses de 2011, constituyéndose en una obra clave para abastecer de energía a una población en constante crecimiento.

El proyecto busca solucionar de forma definitiva la problemática energética en Monte Hermoso, registrada sobre todo durante la temporada de verano, aunque también favorecería la instalación de importantes empresas en la localidad.

"Además, la única línea eléctrica con la que actualmente cuenta Monte Hermoso se ha explotado durante más de 30 años, por lo que su capacidad está agotada por completo", resaltó el funcionario municipal.

"Esta nueva línea evitará que la ciudad tenga problemas con la provisión de electricidad durante los próximos 15 o 20 años", aseguró.

Por otra parte, el ingeniero indicó que se contempla la instalación de una estación transformadora en el sector oeste del balneario --en el camino sinuoso--, donde está emplazada la actual estación de EDES.

El ingeniero Jorge Gelós, representante técnico de la Cooperativa Eléctrica de Monte Hermoso desde hace 30 años, detalló que la línea aérea en doble terna se extenderá a lo largo de 24 kilómetros y que, para su construcción, se emplearán postes de cemento de 15 metros de altura y conductor de aluminio/acero de 185/30 mm cuadrados.

Una de las ventajas de la nueva línea --destacó Gelós-- es que la estación transformadora tendrá una doble alimentación; es decir que, en un mismo poste, funcionarán dos líneas: una que se extenderá desde la intersección de las rutas 3 y 78 (distrito de Coronel Dorrego) hasta Monte Hermoso y otra desde el balneario hasta Bahía Blanca.

De esta manera --precisó-- habrá una doble alimentación u "operación anillada", por lo que, por ejemplo, si se registra una falla en la línea que se extiende desde dicha intersección hasta Monte Hermoso, se interrumpirá el servicio y se alimentará rápidamente a Monte Hermoso desde Bahía Blanca.

Ejemplificó que los actuales 9 mil usuarios de energía eléctrica demandan una potencia de aproximadamente 9 mil KW. Cuando se habilite la línea de 132 KV, dijo, se dispondrá de una capacidad equivalente a unos 15 mil usuarios.

"La estación transformadora de 132/33/13.2 KV dispondrá de equipos de comunicación de última tecnología para posibilitar la operación remota desde Transba SA, en Bahía Blanca", añadió el ingeniero.

La ciudad de Coronel Dorrego no percibirá ningún beneficio por la instalación de esta nueva línea de energía eléctrica, en tanto que la operación y el mantenimiento de la línea de 132 KV y la estación transformadora en Monte Hermoso, correrán por cuenta de Transba SA.

"El problema actual es que la línea aérea de 33 mil volts, desde la estación transformadora de Transba SA en Coronel Dorrego, alimenta a su par de Edes (2 x 5 mil KVA) en Monte Hermoso de 33 a 13,2 KV, habiendo sido habilitada en 1973 para una capacidad de transporte de 5 mil KW. Está claro que fue superada por la demanda", explicó meses atrás.

"Cuando en 1980 se inauguró la estación con un transformador de 5 mil KVA de potencia, se abastecía a todo Monte Hermoso y quedaba un 100% de reserva. Pero debido al crecimiento (poblacional) experimentado desde hace unos ocho años, se superó esta barrera. Por eso, el primer problema es la falta de un transformador de reserva", acotó.

El ingeniero Gelós subrayó que, como consecuencia del déficit energético en Monte Hermoso, desde hace algunos veranos se contrata un grupo electrógeno de 2 mil KVA para reducir la demanda existente, lo que durante la última temporada alta generó una erogación cercana a los 350 mil pesos que, en parte, será subsidiada por la Dirección Provincial de Energía.

"Hoy en día la situación es de gravedad. Si la cooperativa no pone en funcionamiento el grupo electrógeno, durante la temporada estival no se puede abastecer a la totalidad de los usuarios locales. "Disponer en el futuro de una línea área de transporte de 132 KV posibilitará contar con 15 mil KVA de potencia, en comparación con los 10 mil KVA actuales", concluyó Gelós.


Tomado del periodico La Nueva Provincia de Bahía Blanca, Buenos Aires (Argentina)


viernes, 15 de enero de 2010

Electrificación Rural Económica

Se puede llevar el servicio de electricidad de un modo muy económico 20% del costo convencional mediante una línea eléctrica a consumos muy bajos y a grandes distancias (5 KVA / 100 Km)


En 1984 concurrí a la 10º Conferencia Latinoamericana de electrificación rural donde me enteré:

  • Que los medios rurales no son asistidos con el servicio eléctrico por ser costoso y no justificarse por ser consumos muy bajos
  • Que existía una gran experiencia en México con líneas no convencionales 1F-1H (una fase un hilo) o SWER (single wire earth return) o como yo propongo MRT (monofásica con retorno por tierra) que son muy económicas y que se había implementado en el estado de Oaxaca donde se instalaron miles de Km. Para miles de consumos rurales de un solo edificio (escuelas, ranchos). En 1987 a pedido de la Gendarmería Nacional que tenía un puesto fronterizo a 7 Km de un pueblo, proyecté y dirigí la construcción de la primera MRT de la región y de Argentina. Finalmente se construyeron más líneas y de todas ellas la más singular es la que hablaremos hoy.
Electrificación MRT a Estancia Santa Ana

Santa Ana es una estancia patagónica argentina de 5 viviendas a 10 Km del servicio eléctrico, es una región con mucho viento, nieve y frío.

Resumen Técnico

El conductor que se utiliza es alambre de alambrado (alambre San Martín) y es suficiente su cálculo mecánico en función de la flecha máxima del vano, es decir la altura al piso. Se uso un vano de 150 m, postes de eucalipto creosotado, alambre de 4 mm de diámetro y una tensión de tracción de 200 Kg (se puede producir a mano o con una camioneta).

El comportamiento mecánico de esta línea en 14 años de servicio fue excelente, no presentó inconvenientes por vibraciones eólicas, resistió manguitos de hielo de 10 cm de diámetro y ráfagas de viento de 100 Km/h. Nunca se cortó.

Los postes de suspensión o apoyo fueron constituidos por un único poste con un aislador MN 14 en la punta cuyo bulón de anclaje se fijó a través de un abrazadera que se había soldado, en su base el poste simplemente se apisonó, la atadura de la línea con alambre de acero dulce (alambre atar). Los postes de retención (extremos de línea y cambios de dirección) se constituyeron con 2 postes en V invertida según el plano de resistencia de la tracción deseada.

La aislación de retención en este caso fueron una cadena de dos aisladores MN 30 fijados al poste con el herraje normalizado.

Desde el punto de vista eléctrico es suficiente calcular la línea a la caída de tensión en el extremo producido por la resistencia óhmica del conductor (es decir se desprecian los efectos L y C). Se comprobó que la caída de tensión así calculada era exactamente la producida. Como esta línea se alimentó de una trifásica convencional de 3 x 33.000 V, la tensión de fase a tierra resulta de 19.052 V por lo que cada 1 A que circula representa con la punta 20 KVa ( la estancia requería 40 KVa) esos 10 Km de conducción MRT de 40 KVA sólo producen una caída de 100 Volts.


La subestación

En el consumo consistió simplemente de un transformador monofásico de 40 KVA; 19.000 V/220 V. La puesta a tierra consistió en una red de conductores de cobre de 50 mm cuadrados y jabalinas JP 2000 (es decir de cobre, de 2 m de largo) enterradas en un terreno húmedo al que al momento de taparlo se le agregó sal gruesa, polvo de carbón vegetal y todo tipo de metales en tamaños menores que se encontraron (bulones, arandelas) con lo que se logró una resistencia de disipación bajísima (1,5 ohms).

Una cuestión interesante que en el análisis teórico preliminar me desvelaba era como sería el comportamiento de retorno de corriente eléctrica por tierra ya que el terreno está constituido por canto rodado en sedimento arcilloso de alta resistividad eléctrica (200 a 1.400 ohms/mt). El estudio teórico requiere el manejo de ecuaciones de Bessel y funciones hiperbólicas. No es necesario su manejo, sin embargo de surge de las comprobaciones previas que mi tesis eléctrica se cumple. La electricidad retorna exactamente por debajo de la línea (es decir no acorta camino) formando capas cilíndricas de conducción superpuestas, aumentando el diámetro según aumente la resistividad del terreno. Todo esto al efecto de minimizar la energía reactiva inductiva del sistema.

Observación

Este sistema tiene como limitante el que debe ser alimentado de un sistema convencional que tenga el neutro aterrizado (es decir, no puede ser un secundario delta del transformador sino un secundario estrella) de todas maneras si no se dispusiese de esto hay una situación sencilla que en Río Turbio no fue necesario experimentar porque el sistema es con neutro a tierra. Otro inconveniente que se verá no es tal, es que el servicio que produce es monofásico.

La Estancia Santa Ana que es muy moderna necesitaba el servicio trifásico por lo que tuve que diseñar y construir un "conversor de fase", es decir una máquina estática que se alimenta de 220 V y produce 3 x 380 V que resulta muy económico de construir.

Estos 10 Km de línea con su subestación, conversor de fase, los materiales, la mano de obra (los peones de la estancia) y mis honorarios sin beneficios, costaron u$s 18.000.

Estos u$s 1.800/Km de esa línea que eran también un valor de cálculo previo, resultaron para este caso y para dos líneas más.


Este interesante artículo fue escrito por el Ing. Ramón Rodríguez de Argentina en el sitio web Ambiente Ecológico. Dicho ingeniero es Profesor concursado asociado de la Unidad Académica Río Turbio. Universidad Nacional de la Patagonia Austral (Argentina).



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