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Importancia de la determinación de los pasivadores (IRGAMENT -39 y BTA) en equipos inductivos

Importancia de la caracterización del contenido de furanos en el diagnóstico de la condición de equipos inductivos

A nivel internacional se han presentado diferentes estudios para solucionar la problemática mundial relacionada con la corrosividad en equipos inductivos. Entre las soluciones actuales, se encuentra la Adición de pasivador al aceite dieléctrico, clasificado como corrosivo. Esta adición de pasivadores como Irgamet 39 (Nypass) o el Benzotriazol (BTA), permitirá reducir la reacción entre el cobre y los compuestos corrosivos. El pasivador también puede reducir los depósitos de compuestos de cobre en el papel, pero en ningún caso eliminará la corrosión existente. El efecto del pasivador en los metales es generar una capa protectora en la superficie de éstos, que evita el ataque directo de sustancias corrosivas como el DBDS. La mayoría de las investigaciones indican que se forma una sola monocapa (una molécula del pasivador usado), sobre la superficie del metal, mientras otras investigaciones indican que se forman 2 o 3 moléculas de grosor a lo sumo, sobre la superficie del metal (Ver Imagen 1).

(foto 1)

(foto 2)

La desventaja de esta solución es que las adiciones de pasivador pueden proteger al equipo por un tiempo limitado, hasta que el DBDS u otras sustancias corrosivas presentes en el transformador, agoten el pasivador nuevamente, requiriendo adiciones sucesivas de este, de acuerdo con la concentración del pasivador que se obtenga en los seguimientos subsecuentes, que se deben hacer periódicamente a los equipos pasivados y verificar que se mantiene en concentraciones superiores a 25mg/kg y entre una concentración máxima de pasivación de 100mg/kg (Ver Imagen 1).

Los pasivadores que se han utilizado en aceites minerales aislantes eléctricos, un pasivador recientemente sugerido para supresión de reacciones corrosivas de azufre es el producido por CIBA llamado Irgamet 39. Hay varios otros fabricantes y marcas de productos que están disponibles comercialmente, como es el BTA. La caracterización o prueba solicitada se basa en saber con cual de estos dos pasivadores a sido tratado el aceite dieléctrico y de esta manera controlar la concentración del pasivador en el aceite, asegurando aque se mantiene por encima de los niveles recomendados y para mantener protegido de esta manera el active.

 

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Importancia de la caracterización del contenido de furanos en el diagnóstico de equipos inductivos

Importancia de la caracterización del contenido de furanos en el diagnóstico de la condición de equipos inductivos

La caracterización del aislante sólido de los transformadores es un parámetro tan importante, que se asocia con la vida del equipo. El papel utilizado en el arrollamiento de bobinas y cables sufre la degradación de la celulosa por acción de la temperatura, la humedad, el oxígeno y el tiempo, situación potencialmente peligrosa ya que disminuye la resistencia mecánica del papel. Para la determinación de la vida remanente de un transformador se deben detectar y cuantificar los subproductos de degradación de la celulosa como los Furanos mediante ensayos normalizados. Pero existe una ambigüedad que es la existencia de papeles térmicamente estabilizados que presentan una menor cantidad en formación de estos compuestos Furanicos.

Los equipos Inductivos como los Transformadores de Potencia  fueron construidos inicialmente con el papel tipo kraft o crepe. El aislante sólido (papel), es uno de los elementos más importantes de los equipos inductivos. Estos, por lo habitual de su uso, son llamados comúnmente “papel convencional” ya que están constituidos por celulosas no modificadas y junto con el aceite dieléctrico, conforman un sistema sólido-líquido, al cual se le conoce como “Sistema de Aislamiento” de los equipos eléctricos.

La función del papel dieléctrico, no solo es mantener las mejores propiedades dieléctricas, sino, literalmente, mantiene unido el “corazón” del equipo. Es por esto, que se debe cuidar su resistencia mecánica para que la maquina pueda permanecer en operación el mayor tiempo posible.

Los factores que más intervienen en la descomposición del papel son el oxígeno, la humedad, las altas temperaturas y los productos de descomposición del aceite (ver figura 1). Cuando el papel ha sido afectado lo suficiente como para que éste no pueda recuperar su fuerza mecánica, el funcionamiento del equipo se ve afectado a tal punto que se ha detectado que cerca del 85% de las fallas de los equipos inductivos son generadas por esta degradación en el papel.

(foto)

El mejor método de análisis para conocer la condición del aislamiento sólido es el análisis del Grado de Polimerización (DP). Sin embargo, dado que no es posible acceder hasta el papel, cuando el equipo se encuentra en servicio, se vio la necesidad de relacionar el DP con otra u otras moléculas que se pudieran encontrar disueltas en el aceite y de esta manera realizar con métodos indirectos un diagnóstico del estado del papel. Las moléculas más estudiadas relacionadas con el DP son Monóxido de Carbono (CO) con Dióxido de Carbono (CO2) y una familia de compuesto Furánicos en todo tipo de papel convencional y se puede relacionar el deterioro del aislante sólido, con la vida remanente del transformador.

En los papeles convencionales este proceso de degradación genera unos subproductos llamados Furanos: 5-Hidroximetil 2-Furfural, Furfuril Alcohol, 2-Furfuraldehído, Acetil Furano y 5-Metil 2- Furfural, de los cuales uno de ellos es acumulable con el tiempo en el aceite y con la cuantificación de este Furano (2 Furfuraldehido), se ha desarrollado una metodología para determinar de la vida remanente en los transformadores.

El análisis de los compuestos Furánicos permite, de manera indirecta, la estimación de la condición del papel. Altas concentraciones de 2-FAL (2-Furfuraldehído) es un indicativo del envejecimiento del transformador, pero la limitante de esta metodología es que pese a que es muy útil en transformadores fabricados con papel tipo Kraft, no se obtienen resultados muy confiables en papeles térmicamente estabilizados.

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Determinación del dibencil disulfuro (DBDS) en equipos inductivos

Antecedentes de la problemática de las sustancias corrosivas

Los problemas con azufre corrosivo en los equipos inductivos han sido reconocidos desde hace bastante tiempo. En 1948, se publicó un informe sobre el tema, que conllevó al desarrollo del método ASTM D 1275.

El azufre se encuentra en muchos materiales de construcción de los transformadores, incluyendo el cobre, el papel aislante, las empaquetaduras y el aceite dieléctrico.

Compuestos de azufre corrosivo y reactivo pueden reaccionar al contacto con el cobre y otros metales. Sin embargo, el cobre es de lejos, el metal menos resistente a un ataque de azufre. Los efectos del azufre elemental son aún mayores, por su capacidad para combinarse con el cobre sin necesidad de calor para promover la reacción.

(Foto)

Muchos de los estudios realizados sobre la corrosividad en los aceites aislantes minerales se centraban en el dibencil disulfuro (DBDS), (Grand, 2009). Que es un compuesto de azufre considerado relativamente estable y que no debería generar una corrosión tan activa como la de otros compuestos de azufre (Lewand, 2008). Sin embargo, las investigaciones de la última década revelan que la escala de reactividad tradicional puede no reflejar la realidad de la problemática del DBDS, debido a que se ha encontrado que la reducción del DBDS al Bencil Mercaptano (BMt) puede aumentar las propiedades corrosivas del aceite dieléctrico (Maina et al, 2009) y que los subproductos como el bis-bencilo y el dibencil sulfuro, pueden estar presentes en los aceites minerales en servicio, generando efectos corrosivos en los activos. Sin embargo, la mayoría de los compuestos de azufre responsables del proceso de corrosión permanecen sin identificar.

Determinación del contenido de DBDS en aceites dieléctricos

Un método estudiado y avalado mundialmente para la determinación del contenido del DBDS es el IEC 62697, el cual, es específico para la determinación cuantitativa de compuestos de azufre corrosivo, Dibencil disulfuro (DBDS) en líquidos aislantes nuevos y usados.

El DBDS no es una sustancia que se genera al interior de los equipos, ni tampoco es una sustancia generada por algún tipo de reacción en casos de falla. El DBDS es una sustancia que estuvo presente desde la instalación del equipo con un aceite nuevo o a través de contaminación cruzada con aceites con contenido alto de DBDS por implementación de malas prácticas en mantenimientos y/o tratamientos de los aceites.

Actualmente no se tiene información precisa de la cantidad de transformadores a nivel nacional de los equipos que están contaminados con DBDS en la actualidad y esto se debe, entre otras razones, a la falta de divulgación de la problemática que origina la presencia del DBDS. De ahí la importancia de realizar el análisis de laboratorio para cuantificar la presencia de dicha molécula y tomar acciones para prevenir fallas por efecto de la corrosión al interior de los equipos. Así mismo, la caracterización del DBDS tiene los siguientes beneficios para el propietario del activo:

  • Complementa la evaluación de estimación de la condición del activo, de tal manera que se puedan detectar causas potenciales de fallas a tiempo.
  • Proporciona resultados coherentes con el estado real del equipo, sin incurrir en falsos positivos o negativos.
  • El ensayo realizado con la metodología IEC 62697 es más confiable y se realiza en un tiempo menor que las pruebas cualitativas, por lo que el propietario interesado dispone más rápidamente de los resultados para la toma de decisiones.
  • Es un ensayo cuantitativo que realiza en un equipo especializado y altamente sensible, como es el cromatógrafo de gases, lo que hace que no dependa de la interpretación de matices o colores, por lo cual la incertidumbre del resultado es menor, obteniendo resultados repetibles y reproducibles.

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Un reconocimiento especial fue entregado a José German López, por su acompañamiento como miembro de Junta Directiva CIDET

El reconocimiento fue entregado durante la celebración de la Junta Directiva No. 153, celebrada el pasado 3 de diciembre en Medellín.

El ingeniero José Germán es Director de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Tecnológica de Pereira – UTP y ha formado parte de la Junta Directiva en varias ocasiones destacándose por su integro compromiso con el propósito de CIDET.

La Universidad Tecnológica de Pereira – UTP, es uno de nuestros “Asociados Fundadores” y desde sus inicios ha contribuido al logro de los objetivos que nos hemos propuesto. Queremos dar un especial agradecimiento y esperamos continuar interactuando permanentemente con la institución como aliados en el desarrollo del Sector Eléctrico Colombiano.

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La transformación energética trae consigo una redefinición de los sistemas energéticos – Ricardo Ramírez Carrero – Director General UPME

El pasado 9 de enero en Bogotá se llevó a cabo la jornada de socialización del “Plan Energético Nacional 2050” y el “Plan de Abastecimiento de Gas Natural” en Bogotá.

Durante la jornada la Ministra de Minas y Energía María Fernanda Suárez y el Director General de la UPME Ricardo Ramírez presentaron los alcances del Plan Energético Nacional 2050 enfocado en el proceso de transformación energética que vive el país el cual trae consigo una redefinición de los sistemas energéticos, el aumento de la participación de nuevas fuentes renovables, el aprovechamiento de la eficiencia energética y la incorporación de nuevas tecnologías en la provisión de servicios cada vez más complejos, más confiables y más continuos – comentó Ramírez. De otro lado, la Subdirectora de Hidrocarburos, Sandra Leyva socializó también el Plan de Abastecimiento de Gas Natural que habla sobre las perspectivas de oferta y demanda del servicio público de gas natural en los próximos 10 años y se identifican los proyectos necesarios que garanticen la seguridad de suministro y confiabilidad del servicio.

El Director General de la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME, presentó a consideración de los interesados y del público en general los documentos, los cuales estarán disponibles para comentarios hasta el 9 de febrero

Dejamos los enlaces para los interesados.

  • Estudio técnico para el plan de abastecimiento de gas natural Ver más
  • Plan Energético Nacional 2050 Ver más

Más información aquí

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Respaldo y acompañamiento en la gestión de recursos al proyecto del laboratorio nacional de alta potencia (LATTCA)

El proyecto fue aprobado el pasado 26 de noviembre de 2019, por el Órgano Colegiado de Administración y Decisión (OCAD) del Fondo de Ciencia, Tecnología e Innovación- Sistema General de Regalías.

El propósito principal del laboratorio de alta tensión, que hasta ahora sería el único en el país, es incrementar la competitividad del sector energético del Suroccidente colombiano. Este proyecto es liderado por la Universidad del Valle, a través de su Grupo de Investigación en Alta Tensión -GRALTA.

Para el profesor Carlos Arturo Lozano, decano de la Facultad de Ingeniería de Univalle, con este proyecto se le dará la oportunidad a muchas empresas que están innovando en el sector eléctrico de tener un laboratorio que los acompañe en sus procesos de investigación y que les permita realizar ensayos para ver cómo esos nuevos productos pueden competir en el mercado internacional.

La Gobernación del Valle y el Sistema Nacional de Regalías – Fondo Ciencia, Tecnología e Innovación, aportará 6.000 millones de pesos en esta iniciativa, y el sector productivo, representado por empresas del Clúster de Energía del Suroccidente Colombiano aportará otros 10.500 millones de pesos para hacer realidad esta gran apuesta tecnológica que se ejecutará entre los años 2020 y 2021.

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En el marco de FISE 2019, CIDET, lideró la última reunión del año del “Comité Sectorial de Energía Eléctrica”

En esta versión desarrollada el pasado 5 de diciembre se presentaron los principales resultados de las iniciativas desarrolladas durante el 2019.

Después de cuatro años, CIDET continua con la secretaria técnica del Comité Sectorial de Energía Eléctrica, que tiene como propósito, generar un espacio central de discusión con los actores clave del sector, para divulgar, coordinar, impulsar y multiplicar las iniciativas estratégicas público-privadas de fomento y desarrollo empresarial de la industria eléctrica colombiana. Hoy hacen parte, Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, Ministerio de Energía, Departamento Nacional de Planeación, Consejo Privado de Competitividad, UPME, WEC, COCIER, Colombia Inteligente, Cámara Colombiana de la Energía, Red de Programas de Ingeniera Eléctrica - RIELEC, los cuatro clústeres de energía del país (Bogotá, Medellín, Suroccidente, Región caribe).

Varias iniciativas fueron desarrolladas por el comité sectorial durante este año dentro de las cuales podemos encontrar:.

  • Cierre del proyecto de actualización de la norma técnica colombiana NTC 2050, Código Eléctrico Nacional, proyecto que ejecuta ICONTEC, con financiación de la UPME.
  • Encuentro Nacional de Clústeres de Energía, que se llevó a cabo en mayo en la ciudad de Barranquilla, y tuvo como objetivo compartir las diferentes experiencias, aprendizajes y buenas prácticas que ha tenido cada iniciativa clúster en el sector, e identificar potenciales sinergias de trabajo inter-clústeres alrededor de iniciativas con impacto sectorial.
  • Caracterización actores clave del sector eléctrico.
  • Promoción de nuevas acciones desde la mesa de movilidad eléctrica que opera bajo la secretaria técnica de WEC.

Es importante mencionar, que este espacio busca la participación de los actores que vienen transformando iniciativas en proyectos de impacto sectorial, y que llevan al cierre de brechas para posicionar el sector como un jugador de talla mundial. Así como establecer un proceso dinámico, participativo, orientado al aprovechamiento de recursos, que lleven a aunar esfuerzos, evitando la duplicidad de acciones.

¿Qué viene en el 2020?

  • Análisis y revisión de reglamentos técnicos, en el marco del pacto por el crecimiento del sector eléctrico, que convoca la Vicepresidencia de la República
  • Alianza de trabajo con Procolombia para dinamizar la actividad exportadora del sector eléctrico. Proyecto piloto con Clúster de Energía de Bogotá 2020.

¿Deseas ver las presentaciones de la reunión? Da clic aquí

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Una celebración de fin de año muy especial con nuestros asociados

En Medellín el pasado 3 de diciembre, tuvimos la oportunidad de compartir una cena con nuestros asociadosCIDET, después del cierre de la última Junta directiva del 2019

Durante el evento el Director General Carlos Ariel Naranjo presentó la nueva apuesta de CIDET, tras finalizar su proceso de transformación. Rubén D. Cruz Director de Servicios para la Innovación hablo acerca de la importancia de la innovación en las organizaciones. Adicional a lo anterior, se realizó un ejercicio exploratorio con los participantes del evento en el que se les invitó a responder una pregunta: ¿Qué reto sectorial es para usted más importante de resolver en el que vea a CIDET ejerciendo un rol definitivo? Las respuestas entregadas por los participantes serán revisadas y se escogerá un proyecto que liderará CIDET en el 2020, el cual será anunciado más adelante..

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FISE finalizó el 2019 con excelentes resultados

“Durante los 3 días de la feria contó con un total de 28.000 visitas de 48 países”.

FISE continúa generando oportunidades de relacionamiento y negocios de alto valor para la industria eléctrica nacional e internacional. Al mismo tiempo que se configuró como una de las vitrinas más importante en tendencias tecnológicas, con la segunda edición de “Smart City Experience”, microrredes, energía distribuida, renovables, movilidad eléctrica, eficiencia energética, domótica, entre otras.

23 mil metros cuadrados de exposición, 321 empresas expositoras, 28 mil visitas, USD$188 mil millones en negocios planteados y 139 charlas técnicas.

19 empresas asociadas de CIDET participaron en esta versión de FISE, en donde presentaron productos y servicios enfocados en las últimas tecnologías para el sector. Gracias a nuestros asociados por su compromiso y apoyo.

Una vez más “Somos más los que estamos comprometidos con el desarrollo del sector”

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Integración de los recursos energéticos distribuidos en el sistema eléctrico colombiano

Los Recursos Energéticos Distribuidos, DER por sus siglas en inglés, son entendidos como los recursos energéticos gestionables que se encuentran conectados en las redes de distribución o en las instalaciones de los usuarios finales, como por ejemplo las fuentes primarias dedicadas a la autogeneración y generación distribuida, el almacenamiento de energía, los vehículos eléctricos y las cargas eléctricas controlables [1].

Durante décadas, los sistemas eléctricos se expandieron bajo soluciones convencionales de grandes sistemas de generación y transmisión para suministrar grandes bloques de energía a los sistemas de distribución, con flujos unidireccionales y un papel pasivo del usuario, ubicado al final de la cadena productiva. Sin embargo, junto con la industrialización, la electrificación y la evolución tecnológica de los procesos, se dio la posibilidad de utilizar nuevas tendencias tecnologías para la producción y consumo de energía cercanas a las zonas de consumo.

De esta manera, la disponibilidad de tecnologías con la capacidad de producir energía de forma costo-eficiente a menor escala y recursos energéticos disponibles en lugares cercanos al usuario final están transformando la estructura de los sistemas. Además, el avance en tendencias tecnológicas de la información y las telecomunicaciones, así como capacidades en procesamiento y uso de la información conllevan a una transformación basada en tres principios fundamentales, la descentralización gracias a la integración de los DER, la digitalización derivada de las tecnologías de la información y las telecomunicaciones, y la descarbonización en las fuentes y los usos de la energía [2].

Este documento se focaliza en la integración de la autogeneración y generación distribuida, el almacenamiento de energía, la respuesta de la demanda y los vehículos eléctricos; que bajo el contexto actual del sistema eléctrico colombiano acelerarían la transformación del sector. Además, se consideran otras tendencias tecnológicas transversales, como la automatización de la red, la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI), las microrredes y nuevos modelos de negocio que se conciben como catalizadores para acelerar el desarrollo eficiente e integral de los DER, como se muestra en la Fig 1.

En cuanto al impacto en las redes de distribución, la conexión de los DER tiende a cambiar la forma en que se planean y se operan los sistemas, especialmente por la probabilidad de presentarse flujos bidireccionales, lo cual implica un ajuste en las protecciones, y en los dispositivos encargados de controlar variables de tensión y de frecuencia. Así como, el uso de herramientas para la automatización de la red y un mayor uso de información para optimizar la operación del sistema eléctrico y sus activos [1].

Este tipo de recursos energéticos pueden estar conectados al interior de las instalaciones de los usuarios y a los sistemas de distribución; en ambos casos, el uso de la información juega un papel fundamental, para la eficiente implementación del Internet de las Cosas (IoT) y la masificación de la AMI. Lo anterior muestra un papel cada vez más activo por parte del usuario dentro de la toma de decisiones en el sistema, gracias a la posibilidad que tiene de gestionar su consumo con equipos de control directo de carga y de inyectar energía a la red a través de los recursos energéticos instalados detrás de su medidor, tales como el almacenamiento, los vehículos eléctricos y los propios generadores. En este contexto, es posible que los dispositivos conectados a la red eléctrica modifiquen su comportamiento energético, de acuerdo a las condiciones de las instalaciones del usuario o del sistema eléctrico en general [3].

Contexto colombiano

En Colombia, el marco político para integración de la AutoGeneración a Pequeña Escala (AGPE) y Generación Distribuida (GD), así como los lineamientos en respuesta de la demanda fueron establecidos en la Ley 1715 de 2014, que tiene como objetivo la integración de fuentes no convencionales de energía, principalmente de origen renovable y el uso eficiente de la energía. Además, la expedición del documento CONPES 3934 donde se estableció la política de crecimiento verde para el país y en los decretos del Ministerio de Minas y Energía 2469/14, 038/17 y MME 348/17 se definieron los lineamientos de política descritos en la Ley. En cuanto a los instrumentos regulatorios para la integración de la AGPE y la GD, durante el año 2018 la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, expidió las resoluciones 030/18 y 038/18 por las cuales se regulan dichas actividades para el sistema interconectado nacional y las zonas no interconectadas, respectivamente. En el caso de los mecanismos de respuesta de la demanda, en el marco regulatorio colombiano existe el programa de Demanda Desconectable Voluntaria - DDV, regulada mediante la resolución CREG 063/10 que opera como anillo de seguridad del cargo por confiabilidad; además han operado algunos programas temporales como “Apagar Paga”, que se utilizó como respuesta al fenómeno del niño que enfrentó el sistema eléctrico entre 2015 y 2016, regulado con las resoluciones CREG 011/15, 029/16, 039/16 y 049/16.
En el caso de los vehículos eléctricos y el almacenamiento de energía, no existen lineamientos de política específicos. No obstante, en el caso del almacenamiento, la CREG ha puesto en consulta la resolución CREG 127/18, por medio de la cual se busca integrar soluciones de almacenamiento con baterías para prestar servicios a la red (sistema de transmisión nacional).

En la Fig 2, se muestra una evaluación cualitativa del nivel de adopción de los DER en el caso colombiano, considerando importante generar el ecosistema que pueda llevar el nivel de adopción desde el estado actual (baja adopción) hacia una integración masiva. Como se puede observar, a pesar de los adelantos en la construcción de un marco político y regulatorio para la integración de DER, su nivel de adopción en el país es bajo, iniciando con instalaciones de AGPE/GD, y el despliegue de medidores avanzados realizado por algunos operadores de red. Adicionalmente, la penetración de vehículos eléctricos es baja, al igual que las instalaciones de almacenamiento de energía a nivel residencial y la participación de la respuesta de la demanda de acuerdo con las fases descritas por Lawrence Berkeley National Lab [4].

Para acelerar la adopción de este tipo de recursos en los sistemas eléctricos se requieren cambios políticos, regulatorios y normativos, así como nuevos modelos de negocio que permitan maximizar los beneficios para los diferentes interesados, además de eliminar barreras de carácter tecnológico. Por lo anterior, la iniciativa Colombia Inteligente ha adelantado acciones con el propósito de acelerar la inserción de los sistemas inteligentes en el sistema eléctrico colombiano, especialmente en lo relacionado a los DER. Para ello ha construido una serie de documentos de referenciamiento y grupos de trabajo colaborativo en cada una de las tendencias tecnológicas asociadas a los DER, tales como la respuesta de la demanda, la conexión de la autogeneración y la generación distribuida, el almacenamiento de energía y los vehículos eléctricos, encontrando una serie de requerimientos que son necesario acelerar para integrar eficientemente las nuevas tendencias tecnológicas.

En primer lugar, para lograr el empoderamiento de los usuarios y una mayor conciencia de su consumo energético, es necesario habilitar la señal de precio intradiaria para todos los tipos de usuarios, inicialmente de carácter voluntario, en el cual el usuario pueda decidir si participa o no en este tipo de tarifas de acuerdo a la percepción de los beneficios. Adicionalmente, es necesario definir el esquema de participación en los diferentes mecanismos de respuesta de la demanda mediante la figura de agregador de DER, analizando la participación de los nuevos agentes, así como de los existentes.

Además, es necesaria la estandarización y normatividad para la conexión de recursos energéticos distribuidos de acuerdo a estándares internacionales como IEEE 1547 e IEC 61727, especialmente en la homologación para el caso colombiano y la actualización del código de redes, la NTC 2050 y el RETIE, fomentando la industria nacional en la producción de bienes y servicios asociados a los DER.

Así mismo, se deben diseñar procedimientos para la conexión de los DER, eliminando barreras innecesarias para los promotores y manteniendo la seguridad del sistema, además de definir la arquitectura de referencia y protocolos estándar de los centros de control (dominios de la operación y de gestión de la medida) considerando la inserción masiva de este tipo de recursos. En consecuencia se debe evaluar el impacto de la conexión de los DER en la red (tensión, cargabilidad, protecciones, flujos bidireccionales), el avance de los indicadores de desempeño y la inserción de los recursos energéticos distribuidos.

Por último, es necesario integrar eficientemente los DER dentro de los planes de inversiones de las empresas del sector y construir modelos de negocio que habiliten la prestación de servicios en el sistema eléctrico.

Catalizadores para masificar los DER

A continuación, se listan aquellos elementos transversales y acciones que se han identificado para soportar y acelerar la transformación del sector eléctrico y lograr, entre otros aspectos, la integración de los DER en el sistema eléctrico colombiano, tales como fomentar el despliegue tecnológico para la automatización de la red, la ciberseguridad, interoperabilidad y gobernanza de datos, la infraestructura de medición avanzada, el desarrollo microrredes sostenibles y la implementación de nuevos modelos de negocio como se muestra en la Fig 3.

El primer elemento catalizador para la masificación de los DER es la automatización de la red, teniendo en cuenta que la integración en los sistemas eléctricos convencionales, especialmente en los sistemas de distribución, caracterizados por una topología radial en baja tensión y alta resistividad, puede traer impactos significativos tanto de forma positiva como de forma negativa. Con el objetivo de aprovechar los beneficios, manteniendo la seguridad y confiabilidad de los sistemas, es necesario dotar las redes de herramientas de elementos automatizados que permitan controlar los flujos de potencia, mantener el control de tensión y la estabilidad general del sistema.

El segundo elemento tiene que ver con los criterios de interoperabilidad, ciberseguridad y gobernanza de datos, debido a que para cumplir con las funcionalidades de los DER es necesario que los dispositivos estén en la capacidad de conectarse, operar y comunicarse en cualquier lugar; para conseguirlo se debe garantizar la interoperabilidad, compatibilidad, confiabilidad, y seguridad en las operaciones. El uso masivo de los DER plantea retos importantes en torno a la seguridad y protección de los sistemas cibernéticos y físicos, en su desarrollo pueden ser apropiadas varias políticas, planes de gestión, protocolos y normas utilizadas en la actualidad en temas de ciberseguridad. Sin embargo, debido a las características de algunas implementaciones de los DER, es necesario desarrollar estrategias para gestionar los riesgos asociados.

El tercer catalizador es la masificación de la infraestructura de medición avanzada, gracias a la disponibilidad de información en intervalos de tiempo muy cortos y a nuevas funcionalidades disponibles, que abren la posibilidad de operar el sistema de forma confiable con altas penetraciones de DER. La AMI es el conjunto de hardware, software, arquitecturas y redes de comunicación necesarias para la comunicación bidireccional entre usuario y proveedor del servicio con el fin de mejorar la prestación del servicio utilizando las ventajas de la operación remota en función de las capacidades tecnológicas y las necesidades del mercado.

Uno de los conceptos asociados a los DER son las microrredes, convirtiéndose en el cuarto catalizador, entendidas como sistema eléctrico que integra demanda (cargas) y recursos energéticos distribuidos, con la capacidad de operar bajo criterios técnicos, económicos y socioculturales durante un periodo de tiempo indefinido, cuenta con diferentes niveles de automatización, bien sea de modo aislado o interconectado a una red principal, partiendo desde la conexión de autogeneración o generación distribuida, hasta el control coordinado con otras microrredes, pasando por diferentes niveles de integración de otros recursos energéticos como el almacenamiento y la respuesta de la demanda [5].

Finalmente, el sector está bajo una transformación energética, ésta no solo incluye la transición energética sino también la transformación digital, entre otros cambios tecnológicos que generan nuevas tecnologías y servicios. Por ejemplo, la transformación digital en el sector eléctrico es un proceso que tiene como objetivo interconectar los activos al ecosistema digital, centrados en el cliente de un modo inteligente. Es un proceso que genera nuevos modelos de negocio apalancados por el uso de las tecnologías digitales. De esta manera, para habilitar los modelos de negocio emergentes asociados a los DER es necesario explotar los beneficios de las nuevas tecnologías y eliminar barreras innecesarias de acceso a los mercados, en caso de existir. En ese sentido, se requieren ajustes en la forma convencional en que se financia o remunera las actividades del sector, para proporcionar mayor certeza en la recuperación de las inversiones y mayor flexibilidad en el diseño mecanismos como en el de las tarifas del servicio.

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Diego Edison Sánchez Ochoa
Profesional de proyectos de CIDET y coordinador de investigación y referenciamiento de la red colaborativa Colombia Inteligente, ingeniero electricista y candidato a magister en ingeniería eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia.
Autor

 

Juan David Molina Castro
Líder de Gestión de la red colaborativa Colombia inteligente. Ingeniero electricista y Magister de la Universidad de Antioquia, especialista de la Universidad Nacional de Colombia. Magister y Doctor en sistemas de potencia de la Pontificia Universidad Católica de Chile.
Autor

 

Luisa Fernanda Buitrago
Docente en la Universidad de Medellín y Facilitadora de Trabajo Colaborativo de la red colaborativa Colombia Inteligente. Ingeniera electricista de la Universidad Nacional de Colombia, especialista de la Universidad Pontificia Bolivariana y magister en ingeniería de la Universidad de Antioquia.
Autor

 

Jaime Alejandro Zapata
Gerente del Centro Nacional de Despacho en XM y presidente de la red colaborativa Colombia Inteligente, ingeniero electricista de la Universidad Pontificia Bolivariana, con especialización en derecho de los negocios de la Universidad Externado de Colombia y maestría en economía de la Universidad Eafit.
Autor

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