Detrás del enchufe - ABB Group · 2018-05-09 · como muchas otras cosas de nuestra sociedad...

1/2008

La revista técnica corporativa del Grupo ABB

www.abb.com/abbreview

Revista ABB

Pioneering spirits

A revolution in high dc current measurement

page 6

Team-mates: MultiMove functionality heralds a new era in robot applications

page 26

Best innovations 2004page 43

a

Detrás del enchufe

KNX: sistemas de bus inteligente para edificiospágina 14

Llevar la energía de un sitio a otro: ¿transporte o transmisión?

página 48

Motores: 125 años trabajando página 81

El término “plug and play” (enchufar y usar) se ha aplicado en diversos ámbitos para expresar la facilidad con que se pueden añadir nuevos componentes a los sistemas. Sin embargo, en pocas áreas es más correcto el concepto que en el del sumini-stro de electricidad. Cuando enchufamos un dispositivo eléctrico, confiamos en que la electricidad llegue inmediatamente al apara-to, todas las veces y en cualquier momento.

Precisamente porque este suministro de electricidad es tan fiable es por lo que se da por segura su disponibilidad. Este número de la Revista ABB presenta algunas de las tecnologías que aseguran que la electricidad esté presente en el enchufe del cliente.

3Revista ABB 1/2008

Editorial

En su examen del mundo energético de 2007, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) prevé que el consumo global de energía eléctrica se duplique para 2030. La parte que corresponde a la electricidad en el consumo total de energía se espera que pase del 17 % actual al 22 % en 2030. Estas previsiones indican que serán necesarias inversiones por más de 20 billones de dólares.

En los países desarrollados y muy industrializados, la red eléctrica, con sus centrales y sus sistemas de transporte y distribución, ha venido creciendo a lo largo de un siglo hasta llegar a ser una infraestructura madura que ahora requiere a la vez renovación y adaptación a las nuevas fuentes y conceptos de la producción de energía. En los países emergentes y en las economías de rápido crecimien-to, los sistemas eléctricos deben crecer considerablemente para satisfacer las necesidades económicas de dichas sociedades.

Nosotros, como usuarios finales que tenemos energía eléc-trica en el enchufe de nuestra casa, raramente nos paramos a pensar en toda la infraestructura que existe detrás de este enchufe. Para nosotros, la electricidad es algo que está ahí, como muchas otras cosas de nuestra sociedad moderna.

El tema central de este número de la Revista ABB es la diversidad de aparatos y la impresionante complejidad de todo el sistema que se encuentra detrás del enchufe. Como líderes del mercado y de la tecnología para casi todos los equipos en cuestión, queremos ofrecerle una visión del desarrollo técnico y los problemas a los que se enfrentan nuestros ingenieros e investigadores.

La cadena de valor que ofrece ABB se extiende desde el propio enchufe eléctrico y su correspondiente instalación eléctrica doméstica a través de la distribución de tensión y los sistemas de transporte de alta tensión hasta la produc-ción en las centrales eléctricas. Además, ABB contribuye al suministro y transporte eficientes de la energía primaria que se utiliza en las centrales.

Los nuevos conceptos de producción distribuida crean nuevos problemas a la red y requieren unos sistemas de control más complejos que nunca. Además, hay nuevas cuestiones que resolver: nuevas topologías de red, medios eficientes de almacenamiento de la energía y mejor calidad de ésta. Las SmartGrids (redes inteligentes), como se deno-

minan en Europa, o Intelligrids en los Estados Unidos, son objeto de intensas actividades de investigación por parte de equipos comunes de las universidades y de la industria, en los que ABB desempeña un papel decisivo.

La tecnología de ABB encabeza asimismo las aplicaciones destinadas a conectar los parques eólicos marinos, cada vez mayores, a la red principal por medio de cables sub-marinos, y nuestros sistemas de corriente continua de alta tensión resultan ser una alternativa competitiva para el transporte de energía desde lugares remotos a las megaciu-dades, una necesidad siempre creciente en las economías emergentes.

En tanto que las redes y los sistemas de infraestructura precisan nuevos esquemas de control e interconexiones, sus componentes, tales como interruptores automáticos, aparatos de medida o transformadores, experimentan progresos técnicos que el público raramente reconoce, y las subestaciones, puntos cruciales de una red, se hacen cada vez más compactas.

Las fuerzas determinantes que están detrás de este rápido desarrollo son consecuencia de los desafíos de la moderna sociedad global: la urbanización, la industrialización, el aumento de la población, los problemas medioambientales y las restricciones legales. ABB ha basado su estrategia comercial y la visión técnica en estas proyecciones a largo plazo.

En la estrategia de ABB para los próximos cinco años, publicada en septiembre de 2007, acometemos estos retos y, como parte de nuestra respuesta, aumentamos nuestro esfuerzo de investigación y desarrollo para obtener solu-ciones para el futuro.

Les invito a unirse a nosotros en este número de la Revista ABB para explorar el fascinante mundo de la tecnología que hay “detrás del enchufe”.

Peter TerwieschDirector general de tecnologíaABB Ltd.

El progreso de la energía: el fascinante mundo que se oculta detrás del enchufe

4 Revista ABB 1/2008

Revista ABB 1/2008La tecnología que se esconde detrás del enchufe

Índice

Una cadena de suministro completa

6EnchufarDeje que la Revista ABB le lleve de viaje por el mundo que se esconde detrás del enchufe.

8La energía eléctricaCómo podemos crear el suministro eléctrico para la demanda de mañana.

Distribución14Eficacia energética inteligenteLos sistemas de bus KNX eliminan los quebraderos de cabeza en el cableado de los edificios (y aportan flexibilidad).

18Cuestión de tiempo¿Se corta de verdad la corriente cuando se abre el interruptor? Con el eliminador de arco puede estar seguro de que es así.

Transformadores y subestaciones24Cómo sobrevivir a un cortocircuito¿Larga vida a pesar de los cortocircuitos? Para un transformador, todo es cuestión de esmero en el diseño y las pruebas.

29El problema de los grandes transformadoresEl control del estado es una prioridad clave.

34Evolución de las subestacionesDe qué forma las subestaciones se están haciendo más fiables, más eficientes y de mantenimiento más sencillo.

39Con el impulso de la energíaA ABB nunca le faltan soluciones para hacer funcionar y controlar la red.

44Cuando las redes se vuelven inteligentes¿Vencemos a la meteorología? Las redes inteligentes están abordando los aspectos no planificables de las energías renovables.

48¿Transporte o transmisión?Un enfoque distinto afecta al emplazamiento de las centrales: transmisión a gran distancia frente a transporte físico del combustible.

Extracción y generación52Suministro de energía eléctrica a las plataformasHVDC Light® suministra energía eléctrica a las plataformas que nos la suministran a nosotros.

57Puesta en marcha de la calderaPor qué el controlador predictivo BoilerMax de ABB ignora el proverbio de que “un puchero del que se está pendiente nunca llega a hervir”.

5Revista ABB 1/2008

8

14

39

76

63Hasta la última gotaAunque los campos petrolíferos y su equipamiento envejezcan, ABB tiene las mejores ideas para una productividad óptima.

67Lady of VictoriesUna central eléctrica que da servicio a los yacimientos del mar Caspio.

Seguridad71Prohibido el pasoOlfatear, ladrar y morder: el sistema de seguridad System 800xA Security Workplace de ABB impide el acceso de intrusos electrónicos.

76Un futuro seguroEl servicio Remote Monitoring and Operations Services (Servicios de Vigilancia y Explotación a Distancia) de ABB elimina los riesgos de seguridad.

Eternos pioneros81125 años funcionandoLos productos de ABB han sido siempre revolucionarios, pero pocos han alcanzado las revoluciones de sus motores. La Revista ABB da una vuelta por sus 125 años de historia.



Nada es más común para los miem-bros de una sociedad moderna que enchufar un secador de pelo o un or-denador con la certeza de que funcio-nará. La forma más versátil de energía –la electricidad– ha necesitado menos de un siglo para convertirse en algo completamente aceptado e incorpo-rado en todo el mundo.Detrás de ese simple enchufe de la pared se extiende una infraestructura asombrosa. Acompáñenos en un cor-to viaje por este fascinante mundo que va desde el enchufe hasta la fuente de la energía siguiendo un camino que ABB ha allanado desde los primeros inventos hasta la com-pleta red actual.

EnchufarLa Revista ABB le propone un viaje por detrás del enchufeFriedrich Pinnekamp

la climatización de un gran centro co-mercial–, más alta será la tensión elegida para la distribución. En el nivel de la distribución a media tensión hacen falta transformadores y disyuntores combina-dos con dispositivos de medida; esta clase de aparatos se reúnen en subesta-ciones de media tensión. Los cables transportan la electricidad desde estas subestaciones hasta los usuarios.Si no se ven esas subestaciones –que a veces no pasan de ser pequeños conte-nedores instalados en las calles– es por-que continuamente se están desarrollan-do funciones compactas e integradas en

o con sistemas automáticos de nivel más alto, y pueden realizar funciones de control para optimizar la utilización de la electricidad en múltiples aplicaciones.Los disyuntores, también cercanos al enchufe y todavía a baja tensión, dejan pasar o cortan intensidades elevadas para suministrar electricidad a una zona extensa o a una gran fábrica. También cumplen una función de seguridad en caso de que en algún punto de la red se produzca un cortocircuito. Cuanto mayor sea la energía necesaria –por ejemplo, para alimentar el alum-brado, la calefacción, la refrigeración o

Justo detrás del enchufe, algunos com-ponentes esenciales proporcionan una

seguridad completa a los usuarios de la electricidad: los fusibles y los interrup-tores. Se presentan en diversos formatos para las distintas aplicaciones en edifi-cios residenciales o en instalaciones industriales 1 . En los primeros tiempos de la electrificación estos módulos eran simples dispositivos electromecánicos, pero ahora se han convertido en “inteli-gentes”, en línea con el progreso de las tecnologías de la información. Las insta-laciones de los modernos bloques resi-denciales se pueden comunicar entre sí


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Enchufar

unidades cada vez más pequeñas. La automatización y el control de estas subestaciones contribuye a la tendencia hacia sistemas autocontrolados.

Hay dos formas de generación de ener-gía eléctrica. Una de ellas es la genera-ción para usuarios cercanos por medio de equipos locales, como generadores diésel, generadores eólicos, pilas de combustible y pequeñas centrales eléc-tricas. La otra se basa en grandes centra-les eléctricas movidas por agua, carbón, petróleo, gas o combustible nuclear que generan entre varios centenares de megavatios y algunos gigavatios de potencia.La energía que se produce en las gran-des centrales eléctricas debe transportar-se a distancias considerables y distribuir-se a lo largo de varios canales para que llegue, por ejemplo, a grandes instala-ciones industriales, supermercados y ciudades. El transporte a grandes distan-cias se hace preferiblemente en alta tensión, pues así se reduce la pérdida de energía en los tendidos. Se necesitan subestaciones para elevar la tensión de algunas decenas de kilovoltios que se obtiene a la salida del generador hasta el valor de transporte de varios centena-res de kilovoltios, y para volver a trans-formarla más adelante a una tensión más baja adecuada para la distribución al final de la línea. Los grandes transfor-madores y los poderosos interruptores constituyen el núcleo de estas subesta-ciones, construidas en el lugar de insta-

lación en forma de sistemas aislados en aire o de paquetes compactos aislados en gas.

Ni que decir tiene que las subestaciones están muy automatizadas. Son los nodos de un sistema de automatización que cubre grandes superficies, a menudo países completos y a veces conexiones internacionales. Con una interconexión cada vez mayor de las redes nacionales, es preciso garantizar la estabilidad de un enorme número de centrales eléctricas y de consumidores, lo que exige la vigi-lancia y gestión de zonas muy extensas.Los dos métodos de transporte de ener-gía a largas distancias, con corriente alterna (CA) y con corriente continua (CC), tienen sus aplicaciones óptimas. Se está progresando en sistemas flexi-bles de transporte en CA (FACTS) y en CC a alta tensión (HVDC light).

La infraestructura que se oculta detrás del enchufe es verdaderamente fantástica. No lo demos por supuesto.

La generación local –es decir, cerca del consumidor– es un desafío al que se enfrenta un nuevo concepto conocido como “redes inteligentes”. Con las redes inteligentes, el mundo no se divide sim-plemente en generadores y consumido-res; aquí un consumidor puede también ser productor y entregar a la red el ex-cedente de su propio equipo de genera-ción. La gestión de un sistema de este tipo es una tarea compleja que los inge-nieros están empezando a abordar. De hecho, las redes inteligentes y las redes de grandes superficies están estrecha-mente interrelacionadas, lo que aumenta considerablemente la complejidad.En la cadena de valor de la energía


1 Dispositivos cercanos al enchufe para suministrar una energía eléctrica segura

2 Control de una central eléctrica para optimizar la producción

eléctrica, la generación en sí misma es, desde luego, esencial. La generación de energía es también el lugar en que se pierde energía valiosa en la conversión de energía térmica a mecánica y eléctri-ca. Aunque unos principios físicos bási-cos limitan la eficacia de la conversión, sigue siendo la gestión óptima de las centrales eléctricas el factor que deter-mina la medida en que nos acercamos a los límites físicos. Las centrales de car-bón, por ejemplo, necesitan carbón para calentar una caldera y generar vapor a temperatura y presión muy elevadas. El vapor a alta presión entra en una turbina de vapor, que mueve el genera-dor eléctrico. Aunque el generador no “sabe” cómo se produce el vapor, para el operador de la central es esencial saberlo y hacerlo de la forma más económica 2 .Pero la cadena de valor se extiende aún más, hasta el lugar de extracción del carbón, el petróleo o el gas. La eficacia con que se produce esta energía prima-ria tiene una gran influencia en el precio de la electricidad y en su disponibilidad a largo plazo 3 .La infraestructura que se oculta detrás del enchufe es verdaderamente, fantás-tica. Para que en el enchufe haya elec-tricidad, se debe convertir la fuente pri-maria de energía en vapor, o directa-mente en electricidad en placas solares y generadores eólicos. La electricidad obtenida debe transformarse a alta ten-sión y de nuevo a baja tensión con un flujo gestionado de manera óptima en redes inteligentes o grandes interco-nexiones, al tiempo que se garantiza la mayor seguridad y fiabilidad para las innumerables formas en la que se utilizará. No lo demos por supuesto.

Friedrich Pinnekamp

Investigación corporativa de ABB

Zürich, Suiza

[email protected]

3 Obtención de energía primaria para generar energía eléctrica



La energía eléctrica: el desafío de las próximas décadasBernhard Jucker, Peter Leupp, Tom Sjökvist

El sector eléctrico está sometido a distintas fuerzas y se enfrenta a una serie de desafíos que cambiarán la forma en la que se produce, distribuye y utiliza la energía eléctrica. Con una demanda que crece a un ritmo constante y con la mayor parte de este crecimiento concentrado en países en desarrollo, es pro-bable que se acentúen las diferencias regionales en la forma en que se utiliza la energía eléctrica. En las economías maduras, las infraestructuras envejeci-das suponen una dificultad, y la necesidad de tecnologías que protejan el medio ambiente y reduzcan la intensidad energética es alta. En las economías de países en desarrollo que crecen rápidamente, la acuciante necesidad de energía eléctrica impulsa enormes inversiones en nuevas infraestructuras de generación, transporte y distribución.

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La energía eléctrica: el desafío de las próximas décadas


favor de las compañías eléctricas trans-fronterizas es su mayor flexibilidad y sus mejores opciones para planificar nuevas capacidades de generación.Los aspectos medioambientales también se ven influidos por consideraciones políticas. El protocolo de Kyoto y otros acuerdos internacionales están fomen-tando nuevos tipos de generación de energía, en especial energías renovables con bajas emisiones de CO

2. Estos

acuerdos influyen directamente en los tipos de energías elegidos para las sub-venciones públicas y en las tecnologías en las que las empresas centran sus programas de investigación y desarrollo.Las políticas dirigidas a estimular el cre-cimiento de las energías renovables pueden tener distintas consecuencias. La decisión de sustituir en poco tiempo el cinco o el diez por ciento del suministro eléctrico de un país sólo se puede llevar a la práctica construyendo grandes par-ques eólicos marinos. ABB consiguió recientemente un contrato para conectar el mayor parque eólico del mundo, en el Mar del Norte, a la red eléctrica ale-mana. Hará falta más capacidad de ge-neración para garantizar una reserva de energía suficiente y para que no se de-grade la estabilidad de la red. Por otra parte, los parques eólicos no siempre son populares. A la gente no le suelen gustar las turbinas eólicas cerca de sus casas, y a menudo se oponen a la cons-trucción de nuevas centrales nucleares, aunque ambas alternativas sean respe-tuosas con el medio ambiente en cuanto a las emisiones de CO

2 y el calentamien-

to global.Las distintas regiones priori-zan diferentes aspectos medioambientales. Mientras que la presencia de líneas de distribución en las calles de pueblos y ciudades no es aceptable en Europa Occi-dental, esto no constituye un problema en los Estados Unidos o en otras partes del mundo. Para las líneas de transporte, la servidumbre de paso es muy importante1).La regularidad y los efectos de los apagones, como los que tuvieron lugar en Europa

versiones en infraestructuras eléctricas. Este resultado no se ha llegado a mate-rializar, lo que en muchas partes del mundo desarrollado ha provocado un desequilibrio entre falta de capacidad de generación y aumento de la demanda de consumo.El hecho de que aplicaciones críticas como los hospitales, las industrias ma-nufactureras y de transformación y las infraestructuras de Internet y de teleco-municaciones dependan de la electrici-dad hace que la fiabilidad del suministro sea prioritaria para muchos países. Con independencia de que las fuentes de energía primaria sean la generación nuclear, la eólica o la térmica de carbón, los países deben activar, en los casos en que la generación y el consumo no estén en el mismo lugar, inversiones en la red de transporte y distribución para facilitar el suministro de grandes canti-dades de energía.Las interconexiones entre redes depen-den de varios factores políticos clave. En primer lugar, la necesidad de seguri-dad del suministro es mayor en aquellos países en los que hay escasez de recur-sos de generación de energía. Disponer de conexiones con otras redes podría ayudar. En segundo lugar, las interco-nexiones hacen posible estabilizar una red nacional sin realizar inversiones cuantiosas utilizando la reserva de capa-cidad de otros países. Y en tercer lugar, en algunas grandes estructuras políticas, como la Unión Europea, las interco-nexiones son una consecuencia lógica de la integración política de las naciones vecinas. Un argumento importante a

Aunque no se espera que la com-posición de la generación varíe

sustancialmente, los países que au-menten la proporción de energías re-novables tendrán que resolver proble-mas de fiabilidad de la red. Las redes de transporte y distribución están fun-cionando en muchas partes del mun-do cerca de sus límites de capacidad y, aunque se están construyendo nue-vas redes en las economías asiáticas en rápido crecimiento, no avanzan con la velocidad necesaria para satis-facer la multiplicación de la demanda. Para reducir la escasez local de ener-gía o para proporcionar una mejor base de optimización para las centrales, será necesario interconectar las redes, o se deberán fomentar otros recursos locales de generación de energía.La prioridad máxima para todos los países será garantizar un suministro fiable de energía eléctrica. Los costes de remodelación de las redes existentes o de instalación de redes nuevas plan-tean una dificultad de gran envergadura. Esta dificultad se está haciendo más acusada para los fabricantes de bienes de equipo por la escasez de los materia-les utilizados y por el hecho de que los activos antiguos requieren cada vez más mantenimiento. Para reducir los costes de explotación y aumentar la produc-ción, el interés se centrará más estrecha-mente en minimizar las pérdidas de energía y en cambiar la forma en que ésta se utiliza y comercializa.

Estímulos políticosEn la mayoría de las economías emer-gentes y en algunas economías maduras, la demanda de ener-gía eléctrica aumenta en pro-porción al crecimiento del Pro-ducto Interior Bruto (PIB) per cápita. 1 Los gobiernos inten-tan seguir el ritmo aportando una infraestructura eléctrica efi-caz que cubra vastos espacios geográficos, como en China y la India, o que atraviese las fronteras entre países, como en África y Oriente Medio.En las economías maduras, las inversiones en redes eléctricas consisten básicamente en eli-minar cuellos de botella y en mejoras que garanticen la fiabi-lidad del suministro y eviten apagones. La desregulación se introdujo para fomentar las in-

Nota a pie de página1) Véase “¿Transporte o transmisión?”

en la página 44 de este número de la

Revista ABB.

1 La relación entre el PIB y el consumo de energía per cápita refleja el grado de desarrollo de una sociedad.

GJ per cápita

PIB per (en miles de dólares PPA de 1997)

+ 25.000 per cápita: se necesita poca energía extra.

+ 15.000 per cápita: cápita los servicios empiezan a dominar el crecimiento.

+ 10.000 per cápita: cápita industrialización casi completa.

+ 5.000 per cápita: despegan la industrialización y la movilidad.

0 5 10 15 20 25 30 35

350

300

250

200

150

100

50

0

EE.UU. Australia UE

Japón Corea China

México India Brasil

Tailandia

Fuente: BP




0,6 %, respectivamente, en el sector resi-dencial y un 0,8 % y un 0,9 %, respecti-vamente, en el comercial. Las principa-les razones para esta curva plana de la demanda son unos niveles de población estables o en ligero retroceso, la expan-sión de la infraestructura tecnológica de la información y las comunicaciones y el cambio a aparatos de calefacción y refrigeración más económicos. Se espera que el fuerte crecimiento de la demanda de energía eléctrica conti-núe a lo largo de las dos próximas déca-das y que exija inversiones del orden de 10 billones de dólares en nuevas infra-estructuras eléctricas. Aproximadamente la mitad de esa cantidad irá destinada a sistemas de transporte y distribución. En las economías maduras se tiende a extraer la mayor cantidad de energía posible del sistema instalado. Construir nuevas líneas de transporte es difícil por varios motivos. Uno de los principales es el asunto de la servidumbre de paso. Hay pocos incentivos para que las em-presas eléctricas inviertan en infraestruc-turas de transporte y distribución, pues el inversor no es quien se beneficia de la inversión. Es más económico para ellas explotar al máximo los activos existentes.La escasez de electricidad en períodos de demanda elevada puede provocar caídas de tensión y cortes de suministro. Un estudio reciente de la Unión para la Coordinación del Transporte de Electri-cidad (UCTE) de 2005 estima que en

consumo y añadan casi 3.000 y 2.000 millones de kilovatios-hora, respectiva-mente, a sus niveles de consumo neto a lo largo del mencionado período de 23 años 3 .

Las predicciones de crecimiento del consumo neto en las economías emer-gentes se basan en los crecimientos pre-vistos del PIB y de la población. A su vez, el crecimiento del PIB depende del acceso a fuentes de energía fiables. Dada la relación que hay entre el sumi-nistro fiable de electricidad, el crecimien-to del PIB y la mejora del nivel de vida, muchas economías emergentes están esforzándose en aumentar la capacidad y la fiabilidad de sus redes de energía. En China y la India esto está estimulan-do la construcción de muchas centrales eléctricas en lugares aislados próximos a las fuentes de energía primaria. En con-secuencia, se necesitan nuevas líneas de transporte con capacidad para conducir grandes cantidades de energía2).En los Estados Unidos, el fuerte creci-miento económico en todo el país está aumentando la necesidad de una mayor capacidad de generación, conseguida principalmente mediante la remodela-ción de las centrales existentes. La de-manda de energía es especialmente acu-sada en el sector comercial, en el que el incremento medio del 2,4 % anual está neutralizando el aumento de eficacia del equipo eléctrico. Se espera que el creci-miento en los sectores industrial y resi-dencial sea moderado.Según las previsiones, Europa Occiden-tal y Japón, tendrán el crecimiento de la demanda más bajo, con un 0,4 % y un

en 2003, han suscitado un debate políti-co acerca de la robustez y fiabilidad de las redes eléctricas. En algunos países, una nueva legislación impone fuertes cargas económicas a las eléctricas con un suministro energético deficiente a los consumidores, mientras que en otros países las centrales han establecido acuerdos con grandes consumidores industriales para repartir la carga en condiciones de sobrecarga y así garanti-zar la estabilidad de la red y evitar cor-tes de suministro a gran escala. También están progresando los intentos de controlar el factor de potencia de equipos industriales y eléctricos. La legislación, la fiscalidad de la energía y las campañas informativas han animado a los clientes a elegir accionamientos de velocidad variable y motores de alta eficacia, y a los consumidores a elegir electrodomésticos de alta eficacia ener-gética [1].

Estímulos económicosLa demanda de energía eléctrica está estrechamente vinculada con el creci-miento, especialmente en las economías emergentes más dinámicas. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) estima que el consumo neto de energía en las economías emergentes crecerá entre 2007 y 2030 a una tasa media anual aproximada del 4 % 2 . Por el contrario, la demanda en las economías maduras tendrá un crecimiento medio previsto del 1,5 % anual, y de una media del 3,1 % en las economías en transición de Euro-pa Oriental y la antigua Unión Soviética. Se espera que China y los Estados Uni-dos lideren el crecimiento previsto del

Nota a pie de página2) Véase “¿Transporte o transmisión?” en la página 44

de este número de la Revista ABB.

2 Generación de energía eléctrica en el mundo por regiones. (Fuente: Informe energético mundial de 2007 de la AIE

Miles de millones de kW

histórico

OCDE

No OCDE

previsiones20.000

15.000

10.000

5.000

01980 1995 2004 2015 2030

3 Tasas de crecimiento previstas de la generación de electricidad en países OCDE y no OCDE. (Fuente: Perspectivas energéticas

mundiales de 2007 de la AIE)

OCDE

Norteamérica

Europa

Asia

No OCDE

Europa/Eurasia

China

India

Otros países asiáticos

Oriente Medio

África

América Central y del Sur

Variación media porcentual anual

1,5

1,4

2,3

4,4

3,9

3,8

2,9

3,5

2,9

0,8

11Revista ABB 1/2008



4,50 dólares por kW instalado. La de-manda de energía de calidad es espe-cialmente fuerte en economías maduras con importantes infraestructuras de tec-nologías de la información y de comuni-caciones, pero es probable que se gene-ralice al mundo entero en las próximas décadas. Los intentos de reducir pérdidas en el sistema se ven impulsados también por factores medioambientales. Los sistemas de transporte y distribución suelen perder un 6 %–7 % de la energía que transportan. Alrededor del 70 % de estas pérdidas se producen en el sistema de distribución, más extenso que el sistema de transporte y que funciona a menor tensión (las pérdidas en las líneas son inversamente proporcionales al cuadra-do de la tensión; es decir, si se duplica la tensión, las pérdidas se reducen a una cuarta parte de su valor original). En países en desarrollo, las pérdidas se estiman en más del 30 %, aunque es importante distinguir entre pérdidas técnicas y pérdidas comerciales (éstas no se pueden contabilizar y suelen deberse a conexiones ilegales).Las pérdidas técnicas raramente superan el 20 %. Ciertas tecnologías, como los transformadores de alta calidad y la compensación de la potencia reactiva, pueden reducirlas hasta un 5 %–7 %. Los niveles elevados de pérdidas comercia-les pueden ser enormemente perjudicia-

ciales con una suma aproximadamente equivalente a una mensualidad de consumo eléctrico por cada día que el hogar no disponga de energía. Esto supone un fuerte incentivo para que las compañías eléctricas mejoren la fiabili-dad de la red.Muchas consideran ahora la fiabilidad como una de sus preocupaciones más apremiantes. La repercusión de una baja fiabilidad en el conjunto de la sociedad puede ser muy perjudicial. Se estima que el apagón del 14 de agosto de 2003 en los Estados Unidos produjo unos costes y unas pérdidas de ingresos de entre 7.000 y 10.000 millones de dólares y se atribuye, como la mayoría de los costes de suministro a gran escala, a unas inversiones insuficientes en capaci-dad de transporte y distribución y al uso de una tecnología obsoleta, además de a procedimientos operativos erróneos.

Al igual que la fiabilidad, la calidad de la energía suministrada depende cada vez más de consideraciones económi-cas. Algunos sectores, como las artes gráficas y la industria petroquímica, pero también los hospitales y otros sis-temas críticos, necesitan un suministro eléctrico de la máxima calidad. Una encuesta de Nordic Council estima que los daños causados por una caída de tensión (50 %, 200 ms) para una indus-tria media ascienden nada menos que a

2015 las reservas de energía eléctrica serán insuficientes en todos los países europeos. El informe supone que se pondrán en práctica los planes actuales de aumento de la capacidad de genera-ción. La solución más económica a la escasez de energía es la importación desde países limítrofes. Para un país, la conexión a una red próxima es una forma eficaz de estabilizar su red si las reservas en línea son insuficientes.En las economías maduras, el suministro de energía eléctrica suele darse por su-puesto. Esta tendencia recibió un serio aviso en 2003 cuando una serie de cor-tes del suministro generalizados y de gran importancia llamó la atención hacia la vulnerabilidad de la infraestructura eléctrica. Se llegó a la conclusión de que había necesidad de sustituir o renovar a gran escala y a corto y medio plazo los activos envejecidos.En China se produjo una llamada de atención similar. Las tres cuartas partes de la electricidad consumida en China van a parar al sector de la manufactura y a la industria pesada. En el verano de 2004, un período de escasez de energía obligó a cerrar durante una semana, sólo en Pekín, unas 6.400 plantas indus-triales, y la producción de éstas se redu-jo durante todo el verano para evitar puntas de consumo. A menos que las inversiones en infraestructuras eléctricas mantengan el ritmo del aumento de la demanda, los cierres de instalaciones y los cortes de suministro podrían tener un efecto perjudicial sobre la economía del país.El undécimo Plan Quinquenal de China marca un objetivo de aumento de la ca-pacidad de generación de 570 GW para 2010. Esto equivale a un incremento de aproximadamente un 8 % anual, y exigi-rá unas inversiones anuales de entre 20.000 y 30.000 millones de dólares. Pa-rece, no obstante, que construir nuevas centrales no solucionará todos los pro-blemas de electricidad en China. Igual-mente importante es construir líneas de transporte para unir las centrales con los consumidores. La Red Eléctrica Estatal de China estima que se necesitarán unas inversiones anuales de 10.000 millones de dólares para ampliar y mejorar la red de transporte de electricidad del país.Algunos países han introducido penali-zaciones para las eléctricas que no con-siguen atender la demanda. En Suecia, las compañías eléctricas tienen que compensar a los consumidores residen-




funcionando satisfactoriamente en una instalación piloto de Suecia. Estas insta-laciones son excepciones, y hasta ahora no han encontrado aplicación a mayor escala. Otros medios de almacenamien-to de energía mediante conversión son volantes, aire comprimido, energía hidroeléctrica de bombeo o almacena-miento de aire comprimido.El hidrógeno constituye otra forma de almacenamiento de energía. Se suminis-tra energía eléctrica a un equipo de electrólisis que descompone el agua en sus dos elementos constituyentes, hidró-geno y oxígeno. El hidrógeno se puede almacenar y reconvertir en electricidad cuando sea necesario mediante pilas de combustible. La eficiencia global de este método de almacenamiento es actual-mente bastante baja, del orden del 25 %. Queda por ver si el hidrógeno sustituirá a la electricidad como un medio mejor de transportar energía. No se espera que en las próximas décadas se produzcan progresos tecnológicos importantes.Los transformadores de cambio de fase y la compensación en serie son métodos establecidos desde hace tiempo para au-mentar la capacidad de transporte de las redes eléctricas. La electrónica de poten-cia ha hecho posible controlar las redes, y los nuevos sistemas flexibles de trans-porte en corriente alterna (FACTS) están mejorando la capacidad de control [3]. Nuevos conceptos, como el controlador

consumo de grandes cantidades de energía eléctrica. En Alemania, las nece-sidades de energía estimadas para dis-positivos de tecnologías de la informa-ción y de comunicaciones crecerán a un ritmo aproximado del 4 % anual, y su-pondrán en 2010 el 11% del consumo nacional de energía.Las nuevas tecnologías para aplicaciones industriales y comerciales, como los sis-temas integrados de calefacción y refri-geración en edificios, la tecnología de baterías mejorada para vehículos híbri-dos y la generalización de los trenes de alta velocidad, aumentarán la demanda de energía eléctrica eficiente. Los avan-ces en la producción eólica cambiarán los patrones de flujo de energía en las redes, al igual que los nuevos tipos de generación de energía en baja tensión y los parques eólicos a gran escala.Los avances en tecnologías de compen-sación estática y de almacenamiento de energía permitirán conectar a las redes actuales nuevas fuentes de energía eléc-trica. Ya se deja notar la influencia de nuevos tipos de baterías más compactas que las tradicionales con tecnología de plomo y ácido. Por ejemplo, la batería de 40 MW de Fairbanks, Alaska, propor-ciona energía de reserva durante hasta siete minutos para una población de 80.000 personas [2]; y una nueva batería compacta de subestación de ion de litio de mayor capacidad y fiabilidad está

les para los operadores del sistema, ya que, si no recaudan, no pueden generar un capital suficiente para efectuar inver-siones.Las compañías eléctricas no son las úni-cas interesadas en reducir las pérdidas. El ahorro de energía eléctrica se refleja directamente en la cuenta de resultados de plantas industriales, empresas comer-ciales y familias. Esto impulsa la deman-da de equipos eléctricos –tales como motores, accionamientos y electrodo-mésticos de consumo– eficaces desde el punto de vista energético.Como es natural, el mercado espera que el coste de las nuevas redes y compo-nentes de redes sea lo más bajo posible. Con el aumento de los costes de ciertas materias primas, como el cobre, su susti-tución por alternativas mejores o de bajo coste es una cuestión que nunca pierde actualidad. Asimismo, sustituir materiales peligrosos y evitar multas o impuestos por emisiones excesivas de gases efecto invernadero son estímulos económicos poderosos.

Estímulos tecnológicosMuchas tecnologías nuevas, especial-mente los sistemas y dispositivos infor-máticos y de comunicaciones, requieren cantidades de energía considerables. El creciente número de nuevos productos de consumo y de ordenadores domésti-cos más potentes también favorece el




y ahora hay varios materiales supercon-ductores, a los que se ha sumado re-cientemente el diboruro de magnesio. Para que el transporte con materiales superconductores avance de verdad será necesario desarrollar una refrigeración eficiente y una interfaz con los sistemas actuales a 400 kV (de un sistema de baja tensión e intensidad elevada a otro de alta tensión e intensidad reducida).Los interruptores compactos y las apara-mentas aisladas con gas han reducido las dimensiones de las subestaciones y han hecho posible construirlas en inte-riores, un factor importante en entornos urbanos y grandes ciudades en las que el espacio es caro y escaso3) [7]. Sustitu-yendo los aislamientos de aceite-papel por otros de polietileno entrecruzado (XLPE), la longitud posible de los cables de corriente alterna se ha multiplicado por dos, y se ha logrado que los cables subterráneos de alta tensión en corriente continua (HVDC) sean económicos para grandes distancias [8].Las nuevas tecnologías de HVDC redu-cen a la tercera parte las dimensiones de los HVDC actuales [9]. Esto es especial-mente importante para aplicaciones en las que el espacio es crítico. Las dimen-siones de algunos equipos eléctricos están determinadas por el nivel de ruido que emiten al entorno. Las nuevas tec-nologías han reducido el ruido de reac-tancias shunt en 15 dB en los últimos 20 años.El progreso técnico con los nuevos materiales contribuye a unas mejores aplicaciones. Los materiales secos, como el XLPE, están sustituyendo al aceite y a otros materiales húmedos. Reducen el riesgo de incendio y permite instalar los equipos más cerca de los edificios. La resina epoxi estándar utilizada normal-mente como material aislante está sien-do sustituida por termoplásticos moder-nos que aportan más flexibilidad a la fabricación.

unificado de potencia (UPFC) y el trans-formador de frecuencia variable (VFT), deben aún demostrar si los clientes los aceptan. Los sistemas de vigilancia, co-mo las unidades de medida de fasores, están comenzando lentamente a insta-larse en redes de potencia que, cuando estén completamente desplegadas, au-mentarán la posibilidad de explotar un sistema hasta cerca de su límite [4].Las nuevas tecnologías mejorarán tam-bién el mantenimiento. Algunos ejem-plos son el cambio de aislamientos en aceite a aislamientos en seco, y de ac-cionamientos de muelle a accionamien-tos eléctricos en interruptores, así como la introducción de tecnologías de la información en los procesos de mante-nimiento. El software que evalúa el esta-do del equipo en tiempo real facilita el análisis en línea de equipos primarios, como los transformadores. El software de análisis de riesgos para el manteni-miento preventivo de componentes críticos de la red es ya una realidad y se encuentra en continuo desarrollo [5].Las tecnologías que ahorran energía o mejoran la eficacia están cada vez más extendidas [6]. Los semiconductores eficaces y de bajas pérdidas están redu-ciendo las pérdidas en la red, y ciertas técnicas de tratamiento, como la chapa cortada con láser para transformadores o la mejora de las propiedades de los materiales, pueden producir un aumen-to añadido de la eficacia. Las lámparas tradicionales de incandescencia están siendo sustituidas por aparatos electro-luminiscentes, y más recientemente, por LED. Y se están consiguiendo continuas reducciones de pérdidas de energía me-diante motores avanzados y acciona-mientos de velocidad variable basados en electrónica de potencia.Otra forma de reducir las pérdidas en las redes es la utilización de materiales superconductores. Los laboratorios de investigación están haciendo progresos,

Las tecnologías de la información han abierto nuevos caminos para comerciali-zar la electricidad como un producto básico. Las compañías eléctricas están instalando contadores en los hogares que miden el consumo por horas, y está prevista la comercialización por horas que permitirá a los consumidores com-prar la energía más barata, más ecológi-ca o producida más cerca. El avance de las tecnologías de la información y las comunicaciones estimulan las iniciativas de investigación y desarrollo sobre re-des “inteligentes” o que se “autorrepa-ran” y que mejoran la fiabilidad del su-ministro4).

Preparados para el futuroABB, como líder tecnológico y de mercado en todos los aspectos aquí tratados, está muy bien posicionada para contribuir con tecnología de última generación a los principales desafíos que plantea la energía al mundo. La presencia local de ABB en todos los mercados proporciona a sus clientes la valiosa ventaja de un servicio rápido y especializado. ABB trabaja conjuntamen-te con sus clientes para encontrar las mejores soluciones adaptadas a sus necesidades locales y para desarrollar sistemas que trabajen eficazmente a través de las fronteras cuando sea necesario actuar a escala global.

Bernhard Jucker

Productos eléctricos de ABB

Peter Leupp

Sistemas eléctricos de ABB

Tom Sjökvist

Productos de automatización de ABB

Notas a pie de página3) Véase “Evolución de las subestaciones” en la

página 38 de este número de la Revista ABB.4) Véase “Cuando las redes se vuelven inteligentes”

en la página 48 de este número de la Revista ABB.

Referencias

[1] Número especial de la Revista ABB “Motors and Drives” (2004), páginas 1–64.[2] DeVries, T.; McDowall, J.; Umbricht, N.; Linhofer, G., Energía para el invierno. Revista ABB 1/2004,

páginas 38–43.[3] Grünbaum, R.; Petersson, Å.; Thorvaldsson, B., FACTS. Revista ABB 3/2002, páginas 11–18.[4] Korba, P.; Scholtz, E.; Leirbukt, A.; Uhlen, K., Aunar fuerzas para proporcionar estabilidad.

Revista ABB 3/2007, páginas 34–38.[5] Eklund, L.; Lorin, P.; Koestinger, P.; Werle, P.; Holmgren, B., Transformación sobre el terreno.

Revista ABB 4/2007, páginas 45–48.[6] Revista ABB 2/2007, Eficiencia energética, páginas 1–92.[7] Frei, C.; Kirrmann, H.; Kostic, T.; Maeda, T.; Obrist, M., Velocidad y calidad. ABB 4/2007,

páginas 38–41.[8] Ravemark, D.; Normark, B., Ligero e invisible. Revista ABB 4/2005, páginas 25–29.[9] Nestli, T. F.; Stendius, L.; Johansson, M. J.; Abrahamsson, A.; Kjaer, P. C., Nueva tecnología de

suministro eléctrico para la plataforma Troll. ABB Review 2/2003, páginas 15–19.

Bernhard Jucker es vicepresidente ejecutivo y

miembro del Comité Ejecutivo, responsable de la

División de productos de generación.

Peter Leupp es vicepresidente ejecutivo y

miembro del Comité Ejecutivo, responsable de

la División de sistemas de generación.

Tom Sjökvist es vicepresidente ejecutivo y

miembro del Comité Ejecutivo, responsable de

la División de productos de Automatización.

Recuadro informativo Acerca de los autores

La moderna tecnología de la información y la automatización se ha convertido en parte integral de la vida humana en los últimos años; tan integral, de hecho, que a menudo se da por supuesta su presencia. Pero durante mucho tiempo se han descuidado desde el punto de vista tecno-lógico dos partes fundamentales de la vida cotidiana: los edificios resi-

denciales y los de oficinas. Las instalaciones eléctricas de un edificio se limitaban básicamente a la selección y estimación de las canti-

dades de interruptores y enchufes que exigía el proyecto de la casa. El usuario medio no era por lo general consciente de la

tecnología que había detrás. Esta situación ha cambiado: ahora es muy fácil montar y utilizar sistemas de instalaciones inteli-gentes que ofrecen una flexibilidad, una seguridad y unos ahorros de energía inimaginables, prestaciones de las que nadie quiere prescindir.

Eficacia energética inteligenteCómo controlan nuestros edificios los sistemas de bus KNX Hans Rohrbacher, Christian Struwe


Distribución


Eficacia energética inteligente

Distribución

Comparado con el detector de movi-miento, el Watchdog (vigilante) de Busch se limita a apagar y encender la luz cuando no haya nadie en el campo de acción definido del detector de movimiento. También es posible ajustar el tiempo durante el cual per-manece encendida la luz después de que alguien la haya activado (tiempo de seguimiento).

zador por medio de un componente de aplicación que hace posible encen-der y apagar una sola luz o un grupo de luces y que define niveles de in-tensidad. Dado que los dispositivos disponibles están interconectados, no hay que añadir cables entre la unidad de aplicación y las distintas luces, ni siquiera si se encienden o atenúan muchas luces por separado.

Otra posibilidad es encender la luz sólo cuando se necesite. Los detecto-res de movimiento 1 son la solución preferida, ya que reaccionan ante movimientos mínimos y pueden reconocer si hay una persona en la habitación.El detector de movimiento KNX tiene también la función de mantener la iluminación a un nivel constante, con independencia de la luminosidad exterior. También puede apagar auto-máticamente las luces en respuesta a la luz exterior.El detector de movimiento tiene también una función de alerta, pues es capaz de reaccionar ante cambios importantes del movimiento. Esta fun-ción se puede utilizar en aplicaciones como sistemas de alarma.

También se puede establecer un control de iluminación dependiente del movimiento con ayuda de un detector de movimiento por infrar-rojos. Busch-Jaeger ofrece una amplia variedad de detectores de montaje mural y cenital 2 .

El sistema KNX ha permitido la introducción de la tecnología más

avanzada en las instalaciones eléctri-cas Cuadro . La funcionalidad de un dispositivo KNX no sólo cubre toda el área de aplicación de los equipos convencionales comparables para instalaciones, sino que además ofrece posibilidades que la tecnología tradi-cional no permite, o permite a un coste muy elevado.La comunicación entre los equipos KNX de distintas marcas permite el multiuso del equipo y de las rutas de transmisión, ahorrando así recursos y proporcionando también funcionalida-des que de otra forma se conseguirían solamente mediante costosas interfa-ces y dispositivos y cables comple-mentarios.

Las medidas de ahorro y aprovecha-miento energético eficaz en edificios que se proponen en casi todas las publicaciones actuales sugieren el uso de la protección térmica de edificios y de centrales de calefacción y refri-geración eficaces para reducir el consumo de energía.Los siguientes ejemplos ilustran cómo el uso de equipos KNX ofrece más posibilidades, tanto para el ahorro como para el aprovechamiento eficaz de la energía. Consideradas indivi-dualmente, parece que estas medidas no proporcionan ahorros importantes, pero en conjunto, el resultado no tie-ne nada de insignificante. El enorme aumento de funcionalidad que se consigue mediante la integración del equipo KNX es el principal incentivo para los usuarios de dichos sistemas.

Control de la iluminaciónUna de las principales aplicaciones de la tecnología de instalaciones eléctri-cas es el encendido y la atenuación de las luces, además de la distribución de la energía eléctrica. Una medida sencilla para evitar el consumo inne-cesario de energía es la desconexión automática de un sistema de ilumina-ción después de un tiempo determina-do. Así, la luz que se ha dejado encendida en el sótano ya no será ningún problema. El software de apli-cación que se facilita con el actuador conmutador KNX ABB STOTZ-KON-TAKT permite esta función. Además, se puede establecer un sofisticado programa de encendido con tempori-

Durante más de 15 años, ABB STOTZ-

KONTAKT de Heidelberg y Busch-Jaeger

Elektro de Lüdenscheid han desarrollado y

fabricado equipos para instalaciones eléctri-

cas interconectables por medio del bus KNX.

El bus KNX cumple las normas europeas CE-

NELEC EN 500090 y CEN EN 13321-1, así

como la norma internacional ISO/IEC

14543-3. En China se ha integrado el

sistema de bus en el conjunto nacional de

especificaciones estándar conocido como

normativa china GB/Z 20965.

La asociación KNX es un grupo con sede en

Bruselas formado por los principales fabri-

cantes europeos de equipos de instalaciones

Cuadro KNX: una norma cada vez más aceptada

y por empresas de los Estados Unidos,

Oriente Medio y China. La Asociación KNX

produce las normas KNX, que son completa-

mente abiertas e independientes de la plata-

forma y permiten una interacción indepen-

diente del fabricante y del distribuidor.

Los dispositivos KNX se utilizan en muchas

áreas: los electricistas los utilizan para casi

todas las instalaciones, desde el encendido y

atenuación de la luz artificial hasta el control

de equipos de audio y vídeo, así como en

todas las aplicaciones interiores de edificios,

ya sean viviendas unifamiliares o grandes

edificios de muchos pisos.

1 Detector de presencia KNX de Busch-Jaeger Elektro

2 Detector Busch 220 EIB de la línea profesional



Distribución

Busch-Jaeger Elektro se han definido un perfil de temperatura y otro de tiempo, que envían distintos valores de puntos de consigna al termostato, dependiendo de la hora y del día de la semana. Así, el cuarto de baño puede calentarse a unos agradables 24 °C mucho antes de que se despierte el más madrugador. Por otra parte, la unidad de aplicación o el panel de la habitación o de control pueden cambiar por la tarde el control de temperatura a funcionamiento noctur-no. Las habitaciones se calentarán sólo si es necesario, y la temperatura se ajustará al nivel de confort requeri-do. Independientemente de estos con-troles, siempre es posible el acciona-miento manual.

El control de caldera KNX abre otra posibilidad de ahorro energético. En caso de un control convencional de la caldera, la temperatura de entrada de la calefacción se controla sólo sobre la base de la temperatura exterior, mientras que el control de la caldera conectado al sistema KNX controlará los accionamientos de las válvulas, que también están conectados al siste-ma KNX, y determinará su posición.La posición de la válvula indica al control de la caldera cuánta energía térmica hace falta en las habitaciones y si se puede reducir la temperatura de entrada por debajo del valor ac-tual. Así se evita cualquier pérdida in-deseada debida a una temperatura de entrada excesiva.

Panel de control y de la habitaciónEl panel de control y de la habitación Busch-Jaeger 5 puede controlar tam-bién de forma sencilla mediante el

adaptación óptima de la altura de montaje y el ángulo de las lamas 3b .Este aparato, del tamaño de sólo dos componentes estándar, permite la ubicación óptima de cada celosía indi-vidual en todos los lados del edificio cuando hace sol. Esta posición óptima es el resultado de la evaluación de la fecha y hora actuales, la latitud y longitud geográfica, la orientación de cada una de las fachadas del edificio, la geometría de las lamas y el mensaje “hace sol”. Para esta evaluación se tienen en cuenta fuentes de sombra permanentes, como los edificios adya-centes, y temporales, como los árbo-les de hoja caduca.

El detector de movimiento KNX tiene también la función de mantener la iluminación a un nivel constante.

Control de la calefacciónUn ejemplo de superposición de las funcionalidades del sistema KNX es el control de temperatura para habitacio-nes individuales en conexión con el control de la caldera 4 . Los elementos de control utilizados para encender y atenuar la luz y para subir y bajar las persianas también están provistos de un sensor de temperatura. Este sensor registra y muestra la temperatura de la habitación, la compara con el valor nominal en vigor y envía el valor de consigna a la electroválvula, que tam-bién está conectada al sistema KNX.En la unidad de aplicación de ABB STOTZKONTAKT o en el panel de la habitación y en el panel de control de

Control de persianasOtra importante aplicación de KNX es el control de persianas enrollables y celosías (persianas venecianas). Los actuadores de persianas KNX de ABB 3 ofrecen una protección del sol automática y sencilla. Los controles procesan la siguiente información: “hace sol”, “hay alguien en la habita-ción” y “es invierno” o “es verano”. En verano, las celosías se cierran com-pletamente cuando hace sol y no hay nadie en la habitación, para evitar un calentamiento innecesario. Si alguien entra en la habitación, las lamas se abren lo suficiente para iluminar la habitación. En invierno se utiliza el control inverso. Cuando hace sol y no hay nadie en la habitación, la celosía se abrirá completamente para aprove-char al máximo la radiación solar para calentar la habitación. Si entra alguien en la habitación, las celosías se cerra-rán hasta una posición que evite el deslumbramiento.

Para evaluar la luminosidad exterior, se pueden conectar sensores conven-cionales a las entradas analógicas mediante las interfaces habituales, por ejemplo, de 0…10 V. Si se sobrepasa el nivel de ajuste, se generará el co-rrespondiente mensaje, que activará los actuadores de persiana KNX. Tam-bién se puede utilizar una estación meteorológica KNX que, además de evaluar información sobre la luminosi-dad, puede valorar también los datos de viento, temperatura y precipita-ción. Para ello hay un sensor combi-nado especialmente adaptado que genera los mensajes correspondientes.La unidad de control de persianas ofrece aún más posibilidades para la

3a Accionador de persianas para motores SMI 3b Componente de persianas ABB Stotz 4 Solo RTR 61 28-xx



Distribución

Después de la hora del cierre de las oficinas, los actuadores, controlados automáticamente por un temporiza-dor, pueden desactivar los enchufes a los que se conectan los aparatos con funciones de espera. Pertenecen a es-ta categoría las impresoras, los puntos de acceso a la WLAN o la máquina del café. En un edificio residencial, un botón central de apagado puede activar la misma función. Además de reducir el consumo de energía, se limita el riesgo que suponen los apa-ratos eléctricos no vigilados.

Preparados para el futuroLos edificios funcionales requieren, por lo general, una importante remodelación después de unos diez años. Esta renovación supone con frecuencia una modificación de la infraestructura electrotécnica. En lugar de remodelar toda la instalación eléctrica y ajustarla a las nuevas nece-sidades, en la mayoría de los casos basta reprogramar funcionalidades e instalar algunos dispositivos nuevos. Los sistemas KNX no sólo garantizan el confort, la flexibilidad y el respeto al medio ambiente de los edificios modernos, sino que además mantie-nen la eficacia económica de las mejoras hechas en el futuro.

Hans Rohrbacher

ABB STOTZ-KONTAKT GmbH

Heidelberg, Alemania

[email protected]

Christian Struwe

Busch-Jaeger Elektro GmbH

Lüdenscheid, Alemania

[email protected]

Control remotoLas pasarelas ofrecen acceso remoto al sistema KNX 7 y permiten conec-tarlo con una red telefónica analógica o digital, con una red local o con Internet.Imaginemos una casa en el campo que se utiliza sólo los fines de semana. La calefacción para algunas habitaciones se puede ajustar a una temperatura confortable desde el viernes por la tarde hasta el domingo por la tarde. Si un fin de semana no se utiliza la casa, una simple llamada telefónica o un clic del ratón bastan para ajustar la calefacción al mínimo.

El panel de control y de la habitación Busch-Jaeger puede controlar de forma sencilla mediante el sistema KNX procesos complejos, como opciones de iluminación, simulaciones de asistencia y temperatura de cada habitación.

Funciones básicas independientes de la aplicaciónAdemás de los equipos específicos de la aplicación, la gama de productos ABB STOTZ-KONTAKT y Busch-Jaeger incluye diversos aparatos genéricos, como entradas binarias y actuadores. Las entradas binarias ponen a disposi-ción del sistema KNX toda la informa-ción relevante. Los actuadores respon-den a esta información.Estos aparatos abren el camino a otras funciones que ayudan a reducir el consumo de energía en los edificios.

sistema KNX procesos complejos, como opciones de iluminación, simu-laciones de asistencia y temperatura de cada habitación. El panel dispone de una pantalla grá-fica LCD retroiluminada. Permite la activación de hasta 210 funciones de encendido y control organizadas en varias pantallas que el instalador pro-grama según las especificaciones del cliente. Cuando no hay nadie en una habitación, se puede bajar automática-mente su temperatura para ahorrar energía.

Distintas opciones de iluminación pro-gramadas ofrecen ahorros considera-bles de energía, ya que la iluminación de la habitación se ajusta inmediata-mente a las necesidades reales (por ejemplo, leer o ver la televisión) pulsando un botón. Esto significa que las condiciones están activas sólo en las circunstancias y en el momento en que se necesitan.

Control por radio Busch Con el nuevo sistema de control por radio Busch se puede localizar las ventanas abiertas por medio del panel de la habitación y de control o del LED Busch-WaveLINE 6 . Si hay alguna ventana abierta, se puede apagar inmediatamente la calefacción por medio del sistema KNX para ahorrar energía. Este sistema se puede instalar fácilmente en ventanas existentes.En este caso, el LED WaveLINE se co-necta con el sistema de red doméstico mediante un acoplador de bus KNX. Si una o varias ventanas están entor-nadas o completamente abiertas, se puede reducir la calefacción de la habitación o, si se desea, poner en posición de noche todo el sistema de calefacción.

5 Panel de control y de la habitación 6 Indicador LED WaveLINE y conmutador 7 Pasarela para el sistema KNX

La formación de arcos en la apara-menta puede tener consecuencias graves. Se forman en unas pocas milésimas de segundo, pero la canti-dad de energía que se acumula mien-tras duran es asombrosa y puede provocar lesiones graves o, en casos excepcionales, incluso la muerte. Hay muchos dispositivos de protec-ción contra arcos que reducen la duración de la corriente de falta que los alimenta, pero no siempre evitan los daños. Los daños provocados por un arco accidental dependen de la intensidad de la corriente y del tiempo que se tarda en intervenir y extinguirlo y, de estos dos paráme-tros, sólo puede influirse en el tiempo.

ABB dispone en su catálogo de varios sistemas de protección fiables, algu-nos de los cuales pueden extinguir un arco en menos de 50 ms. Este catálo-go se ha enriquecido aún más con el llamado eliminador de arco. Este dis-positivo, que combina las característi-cas positivas de otros equipos de protección de ABB, ofrece una pro-tección añadida de la aparamenta de subestación, más o menos como el


Distribución

airbag de un coche. Es un interruptor de puesta a tierra de cierre rápido que puede establecer un cortocircuito completo a una barra en menos de 5 ms. Se define como un sistema de protección activo que se ha integrado en los cuadros UniGear de ABB. Además de la velocidad, el eliminador de arco supone un ahorro importante en términos de costes de reparación y tiempos de inmovilización.

Cuestión de tiempoLos dispositivos de protección activa que reaccionan con rapidez a la formación de arcos internos mejoran la seguridad del operario y la disponibilidad del equipoCarlo Gemme, Michele Pasinetti, Renato Piccardo


Cuestión de tiempo

Distribución

rán situaciones –como la imposibilidad de detectar el fallo de un equipo cuan-do éste no está activo– en las que haya que trabajar bajo tensión. En estos casos, la actuación de un interruptor accionado por un relé de protección convencional necesita al menos 100–200 ms para extinguir la corriente de falta. Durante este tiempo, la estructura del cuadro garantiza la seguridad del operario. Pero no puede decirse lo mismo del equipo electromecánico del compartimiento en el que se produce el arco. Los primeros 120 ms del fallo se consideran la fase dinámica de la forma-ción del arco, durante la cual aumenta la presión y se expanden los gases calientes. La combinación de estos fenó-menos destruye completamente todo lo

Los arcos internos en los equipos de maniobra pueden producirse a causa

de materiales aislantes defectuosos, conexiones incorrectas de barras, mal mantenimiento, entrada de animales o, sencillamente, por error humano. Pero cuando se producen, si la protección es insuficiente o nula, los daños suelen ser considerables, acompañados incluso de accidentes mortales [1]. Un arco1) provo-ca una aumento rápido de la temperatu-ra del aire circundante y de la presión en el interior de la envolvente, con una liberación de energía que equivale a la de una explosión.

En un cuadro moderno de media ten-sión aislado en aire (AIS) o en gas (GIS) es muy raro que un fallo de ese tipo provoque lesiones personales. Esto se debe principalmente a que los operarios están bien protegidos contra los arcos internos por sistemas pasivos, como la estructura del cuadro. En otras palabras: la envolvente del cuadro soporta la presión y el calor generados por el arco, y un conducto de escape aleja los gases calientes de la zona de trabajo del ope-rario 1 . Además, la duración del arco y, por tanto, los daños, se limita con un sistema de relés de protección apro-piado.

La prudencia y determinadas normas internacionales Cuadro dicen que no hay que tocar los componentes bajo tensión expuestos, ni tampoco acercarse a ellos. Sin embargo, por muy escrupulosamen-te que se cumplan las prácticas de tra-bajo seguro, el equipo eléctrico está expuesto a cierto riesgo. Siempre se da-

La principal norma sobre seguridad eléctrica es la NFPA 70E (EE.UU.) “Norma sobre requi-sitos de seguridad eléctrica en lugares de tra-bajo”[2]. Esta norma especifica claramente que los trabajadores no deben trabajar con componentes bajo tensión expuestos, ni cerca de ellos, excepto por los dos motivos recogi-dos en la NFPA 70E-2000 parte II 2-1.1.1*): Cuando la desconexión suponga un

riesgo mayor o añadido (como cortar la ventilación de un lugar peligroso).

Cuando debido al diseño del equipo o a las limitaciones de funcionamiento (por ejemplo, si es preciso comprobar la tensión para el diagnóstico) sea difícil hacer-lo de otra manera.

Cuadro Normas de seguridad eléctrica en el lugar de trabajo

En los Estados Unidos el incumplimiento de estas normas y prácticas se considera una infracción punible con multa o prisión. En Canadá se está definiendo actualmente una norma parecida, la CSA Z460 “Seguridad eléctrica y frente a descargas en arco en el lugar de trabajo”, que aborda la seguridad del trabajador frente al riesgo de arcos internos o descargas.

Nota a pie de página

*) Encontrará información más detallada en

http:// ecmweb.com/ops/electric_top_five_keys

(octubre de 2007).

2a Aplicación del eliminador de arco (AE) a un cuadro UniGear de ABB

Nota a pie de página1) La descarga de energía en el arco es proporcional

al cuadrado de la corriente de cortocircuito y a la

duración del arco.

1 La envolvente del cuadro soporta la presión y el calor generados por el arco.

2b Esquema detallado

Eliminador de arco

Unidad de disparo

Barras


Cuestión de tiempo

Distribución

ble antes de que intervenga el elimina-dor de arco, y los sistemas de alivio de la aparamenta –si los hay– se activarán, aunque el arco no emitirá gases calien-tes o tóxicos.

Desarrollado inicialmente y patentado para el cuadro AX1 AIS [3] de ABB, el eliminador de arco es ahora parte inte-grante de la familia de cuadros UniGear AIS de la empresa 2 . Consiste en una caja metálica con el eliminador de arco situado en el sistema de barras. Un dispositivo de fibra óptica montado en cada uno de los compartimientos del cuadro detecta con rapidez el arco. Se ha probado con éxito un cuadro Uni-Gear equipado con el eliminador de ar-co en los laboratorios CESI de Italia, con los resultados que se detallan en [4] y [5].El eliminador de arco puede utilizarse también como dispositivo independiente en cuadros ya instalados para que fun-cione como un sistema de protección “activo” capaz de detectar y extinguir una corriente de falta en unas pocas milésimas de segundo (como el ABS en un coche). Además, el eliminador de arco actúa también como un airbag en el sentido de que proporciona al opera-rio una protección añadida.

El eliminador de arco (AE)Físicamente, el eliminador de arco es un interruptor de acción rápida; se ilustra una sección transversal del polo mo-nofásico en 3 . Cada polo de conmuta-ción del eliminador de arco está conte-nido en el interior de un aislador epóxi-co. Los sensores luminosos proporcio-nan la señal de disparo a través de la unidad de control (ECU) del eliminador si se produce una corriente de falta con arco abierto en el compartimiento de al-ta tensión. El contacto móvil, accionado a alta velocidad por el fenómeno de repulsión del anillo de Thompson, une la distancia de aislamiento de SF

6 para

crear un cortocircuito entre la placa de conexión a tierra de cobre y el terminal de alta tensión. Este cortocircuito nece-sita menos de 5 ms para cerrarse 4 . El arco necesita una tensión de al menos 100 V para mantenerse. Después del cierre de los contactos, la tensión cae súbitamente hasta un valor que no puede mantener el arco.

Las propiedades de aislamiento del SF6

permiten un diseño muy compacto, y se utiliza el mismo polo en toda la gama

vo tiene que actuar dentro del primer cuarto de ciclo para evitar que la co-rriente de falta alcance el primer pico de la onda asimétrica. Un ejemplo de este tipo de dispositivo es el limitador Is de ABB, con un tiempo de desacopla-miento extremadamente corto de 1 ms. Se puede instalar en un cuadro especia-lizado o en interconexiones entre siste-mas o en secciones de barras sin protec-ción adecuada frente a cortocircuitos cuando se conectan mediante un inte-rruptor. Aunque es más caro que otros dispositivos de protección contra arcos, el uso del limitador Is en procesos muy sensibles está especialmente justificado cuando se considera la relación coste/beneficio.

El eliminador de arco (AE) combina las características positivas de los dispositi-vos limitadores de la corriente de falta descritos. Se considera la solución que ofrece la mejor relación coste/beneficio, ya que un dispositivo puede proteger un sistema completo de barras; y es rá-pida, pues cortocircuita un arco a tierra en 5 ms. Una instalación típica consta de una unidad de eliminación de arco en cada semibarra de entrada de un sistema accionado mediante interrupto-res de circuito abierto, y protege hasta 10 paneles. Se reducen notablemente los daños térmicos y, con ello, los gases tóxicos liberados en el arco hasta menos del 1 % de lo que se observa en una prueba de arco interno de un segundo, lo que hace innecesarios los conductos de escape y los sistemas de alivio de presión en la sala de aparamenta. Aun-que el aumento de presión es limitado, aún puede alcanzar un valor considera-

que haya en el compartimiento, lo que provoca la suspensión temporal del ser-vicio y costes de reparación elevados.

Hay dispositivos de protección contra arcos que reducen la duración de la corriente de falta que alimenta el arco interno y limitan así considerablemente la energía eléctrica total liberada. De hecho, muchos cuadros de ABB incor-poran uno de los diversos sistemas de protección contra arcos del catálogo de la empresa, como TVOC, REA o FRD. Estos dispositivos electrónicos, provistos de sensores ópticos o de presión, detec-tan la presencia de un arco interno en unas pocas milésimas de segundo. Sin embargo, el tiempo medio de interven-ción necesario para eliminar la corriente de falta, teniendo en cuenta el tiempo del interruptor y del relé, es de unos 100 ms.

Los limitadores de intensidad pueden reducir la magnitud y la duración de la corriente de falta. Para ello, el dispositi-

3 Sección transversal de monofase del polo monofásico del eliminador de arco (AE)

4 Eliminador de arco: descripción de la secuencia de sucesos

Se produce el arco

0 ms 1 ms 2 ms 5 ms

Un monitor detecta el arco

Se envía una señal de disparo al eliminador de arco, que se pone en funcionamiento

Todas las fases se conectan al potencial de tierra y se elimina el arco

El interruptor situado aguas arribas aísla la corriente de falta


Cuestión de tiempo

Distribución

el hecho de que la corriente se compar-ta entre la falta (arco) y el eliminador de arco no supone ningún problema, aun-que el número de paneles sea relativa-mente grande. También queda claro que la relación L/R influye en la forma de onda de la intensidad y, por lo tanto, en la capacidad de extinción del arco. Los valores L/R más altos hacen que el componente de CC disminuya a menor velocidad y que el arco persista un poco más. Los resultados de la simulación se han validado con pruebas de alimenta-ción realizadas en los laboratorios CESI [7] en las que se ha empleado un cable eléctrico para introducir una impedancia en paralelo elevada entre el arco y el eliminador de arco.

6a muestra una configuración de ensayo en la que un arco interno de 31 kA em-pieza en el panel CB1 y se transfiere al eliminador de arco montado en el panel CB3. Las curvas correspondientes, con

Funcionamiento del sistemaPara verificar la aplicación del elimina-dor de arco en un armario UniGear, es preciso evaluar el funcionamiento del sistema y el número máximo de paneles que puede proteger un solo dispositivo. Esto depende de la impedancia del circuito de alimentación y de la impe-dancia típica de las barras del cuadro UniGear, Lb y Rb 5 . El circuito de 5 se emplea para verificar que la impedancia en paralelo del circuito de alimentación, es decir, desde la posición del arco in-terno al cortocircuito a tierra del elimi-nador de arco, es pequeña en función de toda la arquitectura del sistema de distribución, y que –por lo tanto– la tensión del arco disminuye con el fun-cionamiento del eliminador de arco hasta extinguirlo.

Resultados previos de casos de simula-ción en los que se han usado entre cua-tro y diez paneles han demostrado que

de 12 a 24 kV. La energía de acciona-miento de los contactos de conmutación se almacena eléctricamente, y la canti-dad disponible para el accionamiento se supervisa continuamente [6], al igual que la alimentación, el circuito dispara-dor y la integridad del controlador.

Un panel UniGear suele alojar tres com-partimientos de alta tensión separados físicamente (barras, interruptor y cable). Si el módulo electrónico de un elimina-dor de arco puede manejar hasta seis fibras ópticas más una entrada eléctrica, un solo eliminador de arco es capaz de proteger directamente hasta dos pane-les. Este número puede aumentar a diecisiete gracias al desarrollo de una interfaz electrónica especial, que conec-ta un eliminador de arco con un máxi-mo de cinco dispositivos TVOC, equipa-dos cada uno con nueve fibras ópticas. El tiempo de disparo no se ve afectado por la presencia del TVOC.

5 Circuito simulado para verificar que la impedancia en paralelo del circuito de alimentación permite garantizar la extinción del arco

Alimentación Corriente de falta que

provoca el arco

Barra AE

V1

Vg

Ln1 Lb Rb V2

El e

limin

ador

de

arco

se

cie

rra

3 m

s de

spué

s de

5 k

A

fuente de tensión 12 kV línea-línea

parámetro fijoUarc = 100 V

Rn1

6a Esquema para prueba de alimentación

lado de alimentación

tensión del arco

corriente de fase

A

CB1 CB2

B

AE

CB3

6b Se transfiere un arco de 31,5 kA al eliminador de arco.

tiempo (ms) tiempo (ms)

arco

(V)

tens

ión

del a

rco

I (A

), E

(J)

I (A

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(J)

35 40 45 50 55

60.000

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0

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20.000

0

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500

400

300

200

100

0

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-200

-300

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-500

500

400

300

200

100

0

-100

-200

-300

-400

-500

T1 T1T2 T2 T3T3T4

energía corriente de fase T0 - falta T1 - fusión T2 - cierre de AE T3 - extinción del arco tensión del arco

energía corriente de fase T0 - falta T1 - fusión T2 - cierre de AE T3 - extinción del arco tensión del arco

36 37 38 39 40 41 42 43


Cuestión de tiempo

Distribución

40 kJ desde la fase uno, y de 94 kJ para las tres fases. Si el arco interno conti-nuara durante un segundo, la energía total liberada en el compartimiento sería unas 200 veces mayor que la limitada por el funcionamiento del eliminador de arco y llegaría hasta 2 MJ, suficiente para destruir por completo todos los componentes del interior del comparti-miento.

En cualquier caso, durante el período de arco sin restricciones de 5 ms, la apara-menta debe soportar las fuerzas asocia-das con estas corrientes máximas y la sobrepresión que abre las aletas de ali-vio. En consecuencia, pueden dañarse los componentes estructurales débiles. En 7 se muestran este tipo de daños , patentes por la presencia de hollín en torno al conductor de fase y en una placa inferior de aluminio abombada.

Todo en nombre de la seguridadLa seguridad del operario debe ser una prioridad para cualquier fabricante de equipos de media tensión, y se consigue fácilmente con el eliminador de arco de ABB. La solución es sencilla, flexible, fácil de instalar y muy rentable. Un kit de montaje para el eliminador de arco permite al cliente instalar esta solución en cuadros en servicio con modificacio-nes mínimas y aumentar así el nivel de seguridad de su equipamiento.

Carlo Gemme

Michele Pasinetti

Renato Piccardo

ABB PT (SACE)

Milán, Italia

[email protected]

[email protected]

[email protected]

Referencias

[1] Dyrnes, S., Bussmann, C. (2005). Electrical

safety and arc flash protection, Electrical Safety

and Arc Flash Handbook, Vol. 2, páginas 12–23.

[2] NFPA 70E 2000, Norma sobre requisitos de

seguridad eléctrica en lugares de trabajo, véase

http:// www.nfpa.org/ (Octubre 2007)

[3] Arnborg, C. (2001). AX1 Technical Description

and Ordering Guide.

[4] CESI, (2006). Informe de prueba A6/004406.

[5] CESI, (2006). Informe de prueba A6/004285.

[6] Breder, H. (2003). Frequently Asked Questions on

the AX1 Arc Eliminator system.

[7] CESI, (2007). Informe de prueba A7/01 5852.

50 kA, 1 s), el eliminador de arco sopor-ta fácilmente la intensidad transferida hasta que esto se produce.

El tiempo de transferencia T2-T3, que oscila entre 0 y 2 ms, depende de la posición del eliminador de arco con relación al lado de alimentación y de la impedancia en paralelo introducida por el nuevo circuito cuando el eliminador de arco se cierra. El valor máximo de 2 ms se evaluó en un ensayo de arco interno de 40 kA eficaces/100 kA máxi-mos en CB1 provocado con un cable de 10 metros y 240 mm2 de sección conec-tado a CB2.

Aunque la corriente, tomada del lado de alimentación, no se modifica durante la secuencia, la intervención del elimina-dor de arco limita drásticamente la ten-sión y, por lo tanto, el aporte de energía a la corriente de falta. En otras palabras: cuando el eliminador de arco interviene, el aporte de energía por período dismi-nuye a menos del 1 % de la que se ob-serva durante el periodo de manteni-miento de un arco sin limitaciones (es decir, desde el inicio de la corriente hasta el cierre del eliminador de arco), que dura 5 ms, como ilustra la curva de energía (en verde) en T2 6b . Por lo tan-to, todos los efectos normalmente aso-ciados al arco interno quedan limitados y no producen daños importantes en el compartimiento.

En este ensayo, el aporte de energía al arco durante el período de formación sin restricciones de 5 ms fue de unos

dos escalas de tiempo distintas, se ilus-tran en 6b . Las magnitudes representa-das en estas curvas son corriente de fase (rojo), tensión del arco (azul) y energía (verde). En T

0, la tensión se cierra por

una falta trifásica iniciada por un cable de poca sección entre las fases del com-partimiento del cable CB1. Cuando el hilo se funde y se forma un arco interno entre las tres fases, la tensión aumenta hasta varios centenares de voltios (T1). Al mismo tiempo, la corriente aumenta y circula desde el lado de alimentación hacia la posición del arco CB1. El aporte de energía al arco, acompañado por un destello luminoso, aumenta la presión y la temperatura del aire. Este destello activa la ECU, que a su vez dispara in-mediatamente el eliminador de arco.

En T2, el eliminador de arco pone a tie-rra las tres fases y cierra, en paralelo al arco, una trayectoria de baja impedancia que provoca una caída considerable de la tensión del arco. La corriente que flu-ye al arco disminuye y empieza a salir de CB1 por la conexión de cable con CB2, desde donde continúa al elimina-dor de arco. Todo el proceso –corriente de falta, detección y secuencia de cierre del eliminador de arco– se completa en 5 ms. En T3, la corriente se ha transferi-do totalmente al eliminador de arco, la tensión cae a unos pocos voltios, de-pendiendo de la impedancia y la longi-tud de la trayectoria paralela, y la co-rriente continúa circulando hasta que el panel CB1 de aguas arriba corta final-mente el suministro. Gracias a sus valo-res de cortocircuito (31,5 kA, 3 s, y

7 Efectos de un arco de 40 kA con intervención del eliminador de arco


Próximamente . . .

Reportaje especial de la Revista ABB

“Process Automation Services & Capabilities”La creciente competitividad del mercado y el aumento de los precios de la energía y las mate-rias primas exigen a las plantas de procesamiento satisfacer niveles cada vez más altos en términos de calidad, fiabilidad y rentabilidad. Al considerarse las pérdidas y el tiempo de inactivi-dad imprevisto como algo cada vez menos aceptable, las plan-tas no sólo deben conseguir condiciones óptimas de funcio-namiento, sino mantenerlas permanentemente. Por ejemplo, la programación del mantenimiento precisa un gran conocimiento del equipo en cuestión. Con sólo aprove-char al máximo este conoci-miento, ya se minimizan el costoso tiempo de inactividad y –aún en mayor medida– los fallos. ABB no es únicamente el princi-pal proveedor de sistemas de control de procesos del mundo, sino que presta un apoyo cada vez mayor a sus clientes para mantener y desarrollar estos equipos. El próximo Reportaje especial de la Revista ABB “Process Automation Services & Capabilities” (Servicios y capacidades de automatización de procesos) destaca algunas de las aportaciones de la empresa en este campo.

El transformador de potencia es un componente vital para el transporte de energía eléctrica. Gracias a los muchos años de conocimiento, experiencia y desarrollo avanzado acumulados en los procesos de fabricación y pruebas, el transformador es ahora un aparato de alto rendimiento con una extraordinaria fiabilidad.

No obstante, los transformadores no son los únicos componentes que han sufrido cambios. El mercado eléctrico, de rápida evolución, está haciendo que las redes funcionen casi al límite. Al mismo tiempo, la creciente demanda de nuevos transformadores, en combinación con los elevados precios de los materiales, está presionando a los fabricantes y a sus proveedores. Todos estos factores se unen para asegurar que la solidez de los transformadores sea más importante que nunca.

ABB aprovecha su gran experiencia en la fabricación de transformadores para suministrar equipos que ofrecen un comportamiento verdaderamente extraordinario frente a los cortocircuitos.

Cómo sobrevivir a un cortocircuitoCapacidad de los transformadores de potencia para resistir un cortocircuitoThomas Fogelberg


Transformadores y subestaciones


Cómo sobrevivir a un cortocircuito


Además, la creciente deman-da de transformadores está llevando a las fábricas y a sus proveedores de materiales a los límites de su capacidad, lo que aumenta los tiempos de entrega.Entretanto, el crecimiento en la demanda de utilización de las redes está sobrepasando las nuevas inversiones, lo que hace que cada componente trabaje casi al límite.

PruebasLa prueba de los nuevos transformadores es la mejor demostración de su calidad. Los diseños actuales, marca-dos por los altos precios de los materiales y unas escasas

evaluaciones de las pérdidas, están lle-vando también a que los materiales tra-bajen casi al límite y se vean expuestos a mayores cargas que nunca 1 .Las pruebas de aceptación que se refie-ren a aspectos del dieléctrico están bien cubiertas por las normas internacionales que se han desarrollado a lo largo de los años. Sin embargo, la prueba de la integridad mecánica y térmica de los nuevos grandes transformadores GSU (elevadores para generador) y de “inter-tie” sigue siendo un campo en el que los puntos débiles del diseño y la pro-ducción pueden pasar inadvertidos.Este artículo trata sobre todo de la forma en que el diseño, la producción, la cadena de suministro y la filosofía de pruebas de ABB verifican los aspectos mecánicos de los grandes transformado-res de potencia; en otras palabras, de su capacidad para superar una prueba de cortocircuito.

FiabilidadLos sistemas de potencia modernos son mecanismos complejos con un gran número de piezas de aparatos. Para asegurar un funcionamiento fiable, es de máxima importancia que determinados elementos clave, como los grandes transformadores de potencia, tengan un elevado grado de disponibilidad que minimice las caídas de componentes o de bloques enteros de generación de electricidad.Se admite que la capacidad para sopor-tar un cortocircuito es una característica esencial de los transformadores de po-tencia. Las normas IEC e IEEE, así como

nales. Los interlocutores políticos desea-ban que existiera una mayor competen-cia. En consecuencia, muchos entes públicos se transformaron en compañías con ánimo de lucro. La producción, el transporte y la distribución se repartie-ron entre entes separados, por lo que el papel del transporte se hizo más débil y menos claro. En particular, se ha hecho más difícil conseguir una responsabili-dad colectiva. Se ha considerado que las fluctuaciones en los precios afectan a los clientes finales y las inversiones a largo plazo en infraestructura han cambiado al horizonte del corto plazo.Para el mercado de transformadores en concreto, los cambios de mayor impor-tancia de los pasados años se han debi-do a la enorme demanda de energía eléctrica en regiones como Asia, Oriente Medio y Sudamérica. Además, el deno-minado “viejo mundo” ha tenido que reinvertir, puesto que su parque de transformadores tiene ya de 40 a 50 años. Estos desarrollos se han incremen-tado además por cuestiones medioam-bientales.

Al ir aumentando las po-tencias y las tensiones de

transporte, cada vez se han hecho más importantes los aspectos térmicos y mecáni-cos de los transformadores, tanto en términos del control del sobrecalentamiento local como en la necesidad de so-portar las fuerzas electrodiná-micas producidas por los fa-llos en los sistemas eléctricos. Los transformadores de ABB manejan en la actualidad 800 kV, las mayores tensiones de transporte comercial en la ac-tualidad. También manejan valores trifásicos entre 1500 y 2000 MVA en aplicaciones “intertie” y hasta 1200 MVA en aplicaciones de elevadores para generador.

AntecedentesLa demanda de transformadores se esta disparando en la actualidad como lo hizo después de la Segunda Guerra Mundial. Entonces, los mercados de Europa y América estaban surtidos por proveedores nacionales que invirtieron al máximo para cubrir la demanda de las compañías eléctricas y de los servi-cios públicos de control estatal. Se efec-tuaron instalaciones de 400 kV a 800 kV de CA. Era también una época en la que se publicaron numerosas normas internacionales IEC y ANSI.

La primera señal de cambio en la de-manda apareció a principios de la déca-da de 1980. A finales de la misma, la industria de sistemas eléctricos había experimentado su mayor cambio desde los inventos de Edison y Westinghouse.Los últimos 25 años se han caracteriza-do por una enorme consolidación glo-bal en los dos frentes de los equipos eléctricos: suministradores y usuarios. Un negocio completamente nacional se ha transformado en uno totalmente mundial, lo que ha traído consecuencias en los aspectos comerciales y de adqui-siciones. El aspecto de las adquisiciones, además, ha tenido que tener en cuenta los mercados de materias primas, mu-chos de los cuales ya no se encuentran en la situación tradicional de equilibrio.Los cambios en las redes vinieron moti-vados por razones lógicas para una apertura de los mercados que permitiera el comercio y las interconexiones regio-

1 La elección de los materiales representa un compromiso entre pérdidas y precio de los materiales.

Debate cualitativo sobre la utilización de los materiales

Evaluación de pérdidas

Precio elevado de los materiales

Precio bajo de los materiales

Baja

100%

Utilización óptima de los materiales con evaluación de pérdidas normales y precios de los materiales

Utilización óptima de los materiales con evaluación de pérdidas normales y precios elevados de los materiales

Límites técnicos de la densidad de flujo, densidad de corriente, emisiones acústicas, esfuerzos mecánicos

Normal Alta

Util

izac

ión

de lo

s m

ater

iale

s

2 Los fallos producidos por cortocircuitos siguen siendo una causa importante de las caídas de transformadores.

ICortocircuito




“intertie” muy grandes. Cada año se fabrican más de 1.500 transformadores de potencia de más de 60 MVA.

Consideraciones sobre el diseño¿Cómo afectarán todos estos cambios al diseño actual y a la fiabilidad y disponi-bilidad futuras? A la vista de la creciente demanda, entrarán en el mercado mu-chos nuevos proveedores y también se incorporarán fabricantes de la rama de la distribución al sector de los transfor-madores de potencia. Al mismo tiempo, el gran aumento del precio de los mate-riales, combinado con la clásica subesti-mación de las pérdidas, hará que au-menten las cargas y disminuyan los márgenes de seguridad.La rigidez mecánica de un transforma-dor será en el futuro el factor más importante de su comportamiento. Hay tres razones para ello: Soportar los esfuerzos de los cortocircuitos Requisitos sísmicos Manipulación durante el transporte

La fuerza producida en un cortocircuito puede aumentar las cargas mecánicas en cientos de toneladas en milisegundos. Los picos de corriente y las fuerzas co-rrespondientes dependen de muchos factores. En los sistemas de alta tensión, el tipo más probable de cortocircuito es un arco de fase a tierra, causado normalmente por condiciones atmosféri-cas tales como un rayo que caiga en la línea, el fallo de un equipo en la esta-ción, la contaminación en los aislantes y otras causas similares. A veces, los fallos por cortocircuitos acaban en otros más amplios, como fallos de una fase a tierra que se transforman en fallos de dos fases a tierra e incluso de tres fases a tierra. La gravedad relativa de los distin-tos tipos de fallo depende de las carac-terísticas del sistema. Por otro lado, exis-ten factores, como la resistencia al arco y las impedancias de la red con tierra, que ofrecen ciertos efectos compensato-rios. La gravedad de un cortocircuito y de la corriente de pico y de las fuerzas depende en gran manera del estado de la instalación, y en particular del valor de la impedancia en cortocircuito del transformador y de la potencia aparente de cortocircuito de los sistemas.La configuración de fallo que produce normalmente los mayores valores de la intensidad que atraviesa cualquier deva-nado del transformador es el fallo trifási-

otras de carácter nacional, requieren en consecuencia que los transformadores de potencia tengan que ser resistentes a los cortocircuitos e indican cómo debe verificarse esta propiedad. Por desgracia, es evidente que el asunto no es tan sen-cillo como parecen sugerir las normas. Los fallos producidos por cortocircuitos 2 siguen siendo la causa principal de las caídas de transformadores, si bien las tasas de fallos son muy variables en los distintos países y sistemas, en función de diversas circunstancias, características de las redes y equipos instalados.Actualmente, las regiones en rápido desarrollo, con una demanda de energía eléctrica de fuerte crecimiento, están añadiendo a sus sistemas cada vez más capacidad de producción e interco-nexiones. Además de esto, el mundo occidental se caracteriza por: El crecimiento del comercio transfron-terizo de energía eléctrica (lo que lleva a que las redes trabajen casi al límite físico) El desarrollo de generación eólica (que se integra frecuentemente en la red sin tener en cuenta la capacidad disponible) Flujos de carga variables Componentes envejecidos de las redes Condiciones modificadas para la ope-ración de las redes

Estos factores colocan a los transforma-dores, tanto nuevos como viejos, en situación de exposición a cortocircuitos graves.ABB ha conseguido unos transformado-res con unas cifras de fiabilidad increí-bles. Esta es la consecuencia de un trabajo dedicado al desarrollo, una larga experiencia en la fabricación de transfor-madores en las condiciones de servicio más exigentes y un seguimiento meticu-loso de los incidentes que se producen en las pruebas y en el funcionamiento.Hace diez años, ABB presentó un con-cepto comercial: TrafoStarTM. Este con-cepto integra herramientas de ingenie-ría, precisión de fabricación, proveedo-res de primera fila con especificaciones de materiales comunes, sistema de ges-tión de pruebas y calidad. Éste se utiliza ahora para grandes transformadores de potencia en 14 centrales de todo el mundo. Desde el comienzo de TrafoStarTM, se han fabricado 10.000 trans formadores de potencia siguiendo este concepto, de los cuales 2.000 uni-dades son GSU y transformadores de

Un transformador a prueba de cortocircuitos tiene las siguientes características:

Diseño y tecnología con solidez mecánica Basado en mecánica básica Verificado mediante muchas pruebas de cortocircuito

Estructura rígida para sujeción del núcleo que proporcione resistencia a los cortocir-cuitos y para el transporte

Fabricación de precisión determinada por tolerancias estrictas y sistemas de calidad

Mandriles rígidos de bobinas Procedimientos verificados de prensado y secado

Diseño y sujeción rígida de las bobinas de baja tensión

Recomendaciones¿Qué unidades merece la pena considerar para las pruebas de cortocircuito?

Transformadores elevadores para genera-dor y unidades auxiliares de centrales eléctricas

Transformadores de alimentación claves en las subestaciones o grandes centrales de carga

Transformadores estratégicos de “inter-tie”, transformadores de sistemas de triple devanado (terciario), autotransformadores

Transformadores con conexiones para devanado de partición axial

Serie de transformadores, listos para llevar

Siempre para transformadores de alimentación de vías

Transformadores conectados a redes de las que se sabe que tienen muchos fallos y altas corrientes de fallo

Todos los diseños/contratos de transforma-dores de potencia deben ser comprobados mediante revisiones de diseño de acuerdo con la IEC 60076 – Parte 5 (2006-02)

Cuadro Atributos de los transformadores de potencia fabricados por ABB

3 Las fuerzas electromagnéticas tienden a minimizar la densidad de energía magnética.




compresión radial se proyectan para que sean totalmente “autoportantes” por lo que se refiere a cualquier colapso por pandeo libre. Por esta razón, en cual-quier diseño de transformador de ABB se ignora deliberadamente cualquier contribución (que, de por sí, suele ser discutible) a la estabilidad proporciona-da por los apoyos radiales desde el núcleo a los devanados o desde un devanado a otro1). Esto representa que la estabilidad mecánica del devanado viene determinada por la resistencia mecánica del cobre (punto de fluencia) y la geometría del conductor. El enrolla-miento de los devanados helicoidales se evita limitando estrictamente las fuerzas que pueden presentarse o variando el tipo de devanado. También se considera la respuesta dinámica del devanado.El diseño de los transformadores de potencia es un proceso de interacción que persigue la solución óptima desde el punto de vista de: Masas y pérdidas Nivel de ruido Resistencia al cortocircuito Temperaturas del devanado, puntos calientes y equipo de refrigeración Resistencia del dieléctrico entre los devanados y en su interior

Fuerzas radiales Fuerzas axiales

Los modos de fallo para las fuerzas radiales incluyen: Pandeo de los devanados interiores 4a

Estiramiento de los devanados exteriores Arrollamiento de las vueltas finales de los devanados helicoidales 4b

Los modos de fallo para las fuerzas axiales incluyen: Colapso mecánico del aislamiento del yugo, los anillos y las placas de pre-sión, y las sujeciones del núcleo Basculamiento del conductor Flexión axial del conductor entre los espaciadores Posibles fallos iniciales del dieléctrico dentro de los devanados, seguido por el colapso mecánico

Se calculan las fuerzas axiales con pro-gramas que se basan en el método de los elementos finitos (FEM) que tienen en cuenta todos los desplazamiento axiales producidos por las tolerancias de fabricación y el paso en los devanados helicoidales. Se dimensionan los deva-nados para que resistan las máximas fuerzas de compresión, incluidos los efectos dinámicos.

Una característica importante de la tec-nología de cortocircuitos de ABB es que los devanados interiores sometidos a

co simétrico. Por ello, es importante uti-lizar este modo de fallo como criterio básico de diseño para el transformador.Cuando se considera la producción de cortocircuitos en los transformadores de potencia, el primer paso es evaluar las intensidades de fallo que tengan un va-lor muy alto y que afectarán a los deva-nados en conexión con los diversos ti-pos de fallos que es probable que sufra la unidad durante su funcionamiento.Cuando se determina la magnitud de las intensidades, se utiliza el análisis de circuitos y la teoría de componentes simétricos. Se realizan los cálculos me-diante programas automatizados, donde las características del sistema y del transformador constituyen los datos de entrada.

Cálculo de las fuerzas para los modos de falloLas fuerzas electromagnéticas tienden a deformar los devanados, de tal forma que se reduce la densidad magnética al-macenada en su volumen. En el ejemplo de un transformador con dos devana-dos, esto supone que el devanado inte-rior tiende a reducir su radio y el exte-rior a aumentarlo. En la dirección axial, los devanados se comprimen, con lo que se reduce su altura 3 .Las fuerzas y los correspondientes crite-rios para resistirlas se dividen en dos componentes:

5 La fabricación de los transformadores requiere un elevado grado de precisión.

4 Ejemplos de deformaciones producidas en los devanados por fuerzas extremas:

a Pandeo: caída del revestimiento del devanado cilíndrico

b Enrollamiento: desplazamiento tangencial de las vueltas de un devanado helicoidal

Nota a pie de página1) La confianza en los apoyos radiales puede compro-

meter la estabilidad mecánica de los devanados si

los apoyos ceden bajo la acción de la carga y con

el paso del tiempo.




b) una evaluación teórica de la capacidad para soportar los efectos dinámicos de los cortocircuitos, basándose en las reglas de diseño del fa-bricante y en su experiencia constructiva, en línea con las nuevas directrices de la IEC.

Dado el elevado coste que su-pone la inversión en equipos de prueba, los ensayos corres-pondientes sólo se pueden ha-cer en unos cuantos lugares en el mundo. La prueba requiere

una capacidad energética del calibre de una gran red eléctrica junto con un equipo de control y medida muy perfec-cionado. Una de esas instalaciones es KEMA, en los Países Bajos, donde ABB ha realizado una serie de pruebas de cortocircuito 7 .Más de 140 transformadores de potencia de ABB de distintos diseños se han so-metido a las pruebas de cortocircuito, incluidos 30 que se fabricaron después de 1996 según la tecnología TrafoStar 8 .En CIGRE y en otras conferencias técni-cas, los informes de KEMA demuestran fallos en las pruebas en alrededor del 30 % al 40 % de los transformadores de potencia. Los propios registros de ABB en los últimos 11 años indican 3 fallos cada 28 pruebas. Cuando no se incluyen las pruebas de ABB en las estadísticas generales, otros fabricantes muestran tasas de fallo mucho más altas en la prueba de cortocircuito. Esto pone de relieve la gran dificultad que conlleva en la actualidad fabricar transformadores que estén completamente a prueba de cortocircuitos.La nueva norma de la IEC permite asimismo la verificación del diseño si el fabricante presenta los esfuerzos calcu-lados y los compara con sus propias reglas manifestadas a partir de varias pruebas de cortocircuito. Para cumplir esta norma, los esfuerzos no deben su-perar los valores máximos expresados por el fabricante o sobrepasar en 0,8 el valor crítico del esfuerzo identificado por el mismo. Los valores de los esfuer-zos deben cumplir, además, con los correspondientes valores máximos dados como guía en la nueva IEC Standard 60076-5.

Thomas Fogelberg

Transformadores de ABB

Ludvika, Suecia

[email protected]

definidos en el taller de devanados y en el montaje de las partes activas. Para someter a presión los devanados con vistas a su vida de servicio, se utiliza el ajuste de la presión final tras el proceso de la fase de vapor.El criterio más importante es que todos los devanados deben tener una determi-nada presión que evite cualquier despla-zamiento entre las espiras. Los distintos componentes con base de celulosa se fabrican y se tratan desde la materia pri-ma al producto listo para funcionar en las propias máquinas de prensar de ABB y en los centros de equipos por todo el mundo. Esto garantiza un método co-mún para la producción de todos estos elementos clave con una importante in-fluencia en la resistencia dinámica del devanado 6 .

Verificación de la resistencia al cortocircuitoLa nueva norma IEC Standard 60076-5 (2006-2) proporciona dos opciones para verificar la capacidad del transformador de resistir los efectos dinámicos de un cortocircuito.Son las siguientes:a) una prueba de cortocircuito realizada

en un laboratorio homologado, o

Los proyectistas de ABB reci-ben el apoyo del conjunto más avanzado en el mundo de programas de verificación y diseño para transformado-res de potencia. Estas aplica-ciones interactivas se utilizan actualmente en 14 plantas de transformadores de potencia.

Aspectos de fabricación y precisiónEl equilibrado de los ampe-rios-vuelta entre los devana-dos es un requisito previo para evitar fuerzas axiales excesivas sobre ellos.Esto se consigue por medio de unas estrictas tolerancias de fabricación en los devanados 5 .Puesto que se pueden considerar los devanados como muelles fabricados con un 20 % de celulosa, es importante ase-gurar una correcta compactación para resistir el ataque de la humedad y la temperatura a fin de conseguir la longi-tud y la constante de muelle exactas du-rante un largo tiempo de servicio. Para ello son necesarios unos procesos bien

8 Las pruebas de cortocircuito en los trans-formadores de potencia sólo se realizan en unos cuantos emplazamientos en todo el mundo, debido a las altas inversiones necesarias. KEMA, en los Países Bajos.

6 El sistema de fabricación de ABB garantiza un método común para la producción de todos los elementos clave. Esto tiene una importante influencia en la resistencia dinámica del devanado.

8 Potencia nominal (MVA) de los transformadores TrafoStarTM probados contra cortocircuitos

300

250

200

150

100

50

01997 1998 2000 2000 2001 2002 2002 2005 2006 2007

Como componente fundamental de las redes eléctricas, los transforma-dores se construyen para que satisfa-gan las normas más exigentes de precisión y calidad, y se proyectan para que duren mucho tiempo. Pues-to que la vida media de estos trans-formadores oscila entre 30 y 40 años, en muchos países está aumentando



la probabilidad de que sufran averías. La tendencia a hacer funcionar los transformadores más cerca de los límites de sus prestaciones agrava esta situación y se suma a su vulnera-bilidad si no se adoptan las contra-medidas adecuadas.La sustitución de un transformador averiado no es cosa que se pueda

resolver en unos pocos días. Por eso es tan importante minimizar la proba-bilidad de que se produzca una situa-ción de ese tipo. En este artículo se estudia la forma en que ABB puede ayudar a las compañías eléctricas a indagar en el estado de sus transfor-madores más antiguos y, de este modo, a gestionar mejor sus activos.

El problema de los grandes transformadoresEl control del estado se está convirtiendo en una herramienta estratégica para las compañías eléctricas.Lars Pettersson, Lena Melzer, Claes Bengtsson, Nicolaie Fantana


El problema de los grandes transformadores


Examen del parque empleando el método del factor de influenciaSe aplicó esta evaluación a 49 transfor-madores de red, con potencias nomina-les comprendidas entre 40 y 100 MVA. Se identificaron diversos factores de in-fluencia que afectaban a la esperanza de vida de los transformadores. Se evaluó cada transformador y se asignó una puntuación a cada uno de los factores. La puntuación es un valor comprendido entre 0 y 100, donde 100 representa el peor estado para el factor considerado.

Puesto que ciertos factores de influencia son más críticos que otros, se asignó además una ponderación a cada factor.Se determinó a continuación la indica-ción general de un riesgo técnico poten-cial para cada transformador combinan-do las puntuaciones individuales, bien

proceden del diseño, del historial de funcionamiento y de las medidas y la evaluación de diagnósticos.

ABB tiene los conocimientos prácticos necesarios para ayudar a los propieta-rios de transformadores en todas estas áreas, pero además también puede apo-yar con diversas intervenciones sobre el terreno, tales como reparaciones o me-joras [3,4]. Para ilustrar la aplicación práctica de la evaluación del estado de los transformadores, en este artículo se presentan tres casos. Se centran en los siguientes aspectos: Planificación estratégica o examen del parque; Prolongación de la vida del transformador; y Supervisión de una unidad que no inspira confianza.

Evaluación para la planificación estratégicaEl objetivo de la evaluación estratégica de un parque es identificar las unidades más vulnerables para así priorizar las ac-tividades de mantenimiento o sustitu-ción. Para la evaluación estratégica se pueden adoptar dos métodos: Análisis estadísticos, en los que la principal variable independiente es la edad del transformador; o Un método centrado en la unidad para determinar el estado o la capacidad de resistencia de cada unidad.

El análisis estadístico sirve a menudo como un paso útil inicial, pero en la mayoría de los casos hay que aplicar el método individual orientado a la uni-dad.

Para optimizar las estrategias de sustitución y renovación, las eléctri-

cas deben evaluar el estado de su par-que de transformadores [1,2]. El abanico de medidas técnicas que puede aplicar una compañía para gestionar un parque de transformadores cubre tres aspectos: Detección y prevención de fallos incipientes mediante supervisión y vigilancia; Identificación de fallos y averías mediante diagnóstico; y Planificación estratégica de la repara-ción, sustitución, etc. basada en la evaluación del estado y en el examen del parque.

Los sistemas de control modernos, tales como el TEC (Control electrónico de transformadores) de ABB, no buscan únicamente la detección de los fallos, sino también la recogida de datos de evaluación del estado.

Además de utilizar medidas directas, la función de diagnóstico se basa en consi-deraciones teóricas que derivan del pro-fundo conocimiento que ABB tiene de los transformadores y de las modernas herramientas de diseño. Como ejemplos de aplicaciones se pueden citar los aná-lisis avanzados de respuesta de frecuen-cia, las medidas de la respuesta del dieléctrico y los cálculos de la resisten-cia a los cortocircuitos y de la capacidad para soportar sobrecargas.

Las funciones de evaluación del estado y de examen del parque admiten deci-siones estratégicas relacionadas tanto con unidades aisladas como con grupos más amplios. Los datos manejados

1 La revisión de transformadores utiliza algoritmos que se basan en datos fáciles de determinar y definir. Estos datos se expresan como

puntuaciones comprendidas entre 0 y 100.

Tiempo

Temperatura

DGA (análisis de gases)

Aceite

Tg δ (factor de potencia)

Parámetro eléctrico

Sucesos

Manipulación

Experiencia

Riesgo técnico Algoritmo

Algoritmo

Importancia

Datos de entrada

Datos de entrada

2 Indicación del riesgo técnico basada en el método del valor ponderado. Los dispositivos que aparecen en rojo presentan el riesgo mayor.

Riesgo técnico

equipos de transformación

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

punt

uaci

ón d

e la

eva

luac

ión

3 Resultado final de la clasificación. El dispositivo marcado en rojo presenta el riesgo mayor. Rof: riesgo técnico posible. EcoImp: importancia económica

I baja0 20 40 60 80 1

100

80

60

40

20

0

Rof

EcoImp

Aumento del riesgo total

R bajo




mo una medida del coste posterior pre-visto de una avería, un valor que en cierto modo está relacionado con la pri-ma del seguro de riesgo.

Examen del parque empleando un método estructurado basado en reglasEn una evaluación más detallada y es-tructurada, el objetivo sería determinar el estado del transformador y de sus componentes secundarios o su capaci-dad para resistir determinadas solicita-ciones externas. Se analizan individual-mente los distintos componentes y soli-citaciones tales como cargas térmicas, mecánicas o eléctricas, así como la ca-pacidad de carga. A cada una de estas solicitaciones se asocia una puntuación independiente de evaluación (o riesgo potencial de fallo). En una evaluación general se pueden combinar las puntua-ciones parciales para obtener una pun-tuación total 4 .

El método para deducir una puntuación de evaluación para un componente secundario se puede basar en una combinación de factores de influencia, que contemple únicamente esa condi-ción o solicitación en particular, o en un modelo lógico que se apoye en una determinada regla que refleje un conoci-miento más profundo del transformador. En una evaluación estructurada, el valor de un parámetro puede entrar en la evaluación de diversos componentes secundarios. Así, el tiempo de funciona-

miento no afecta sólo al en-vejecimiento del papel, sino también a la relajación de la fuerza de apriete de los deva-nados. La interpretación de los resultados del DGA es importante, tanto para la evaluación eléctrica como para la térmica.

En uno de los casos que se presentan aquí se investiga-ron 13 transformadores de subestación de 220 kV fabri-cados entre 1969 y 1998. Sus capacidades nominales oscila-ban entre 63 y 315 MVA, y se incluyó además una unidad de 400 kV/500 MVA. Había equipos de ventilación natural junto a otros sellados con un diafragma de goma. Todas las unidades, excepto una, dispo-nían de un cambiador de to-

mico relacionado con esta repercusión y se le atribuye un valor relativo compren-dido entre 0 y 100 proporcionado direc-tamente por la compañía.

En 3 se presenta una vista combinada del riesgo técnico potencial (Rof) y la importancia económica (EcoImp).

Aunque así se obtuvo una clasificación valiosa, la información del DGA indicó que para este parque el riesgo de fallo inminente era bajo. Sin embargo, en algunos transformadores se recomendó el tratamiento del aceite y posteriormen-te se realizó un análisis más pormenori-zado del estado de envejecimiento de la unidad que presentaba el máximo riesgo calculado.

Las funciones de evaluación del estado y de examen del parque admiten decisiones estratégicas relacionadas tanto con unidades aisladas como con grupos más amplios.Como alternativa a lo mostrado en 3 , se puede definir el índice de riesgo como el producto normalizado del riesgo téc-nico y del parámetro económico. El ín-dice de riesgo se puede interpretar co-

como suma ponderada, bien utilizando el valor máximo de cada una de las puntuaciones.

El método de la evaluación del factor de influencia utilizado aquí se ilustra en 1 y se basa en parámetros accesibles. Algunos de ellos se refieren a una de-gradación general histórica, mientras que otros se orientan hacia el desgaste térmico, los sucesos extraordinarios posibles, el estado de las reparaciones y la experiencia. Finalmente, hay un grupo de datos relacionados con el esta-do real del transformador determinado mediante el DGA (análisis de los gases disueltos) y el análisis del aceite.Se dispone de datos de puntuación, edad, carga, temperatura ambiente y resultados del DGA para los 49 transfor-madores investigados. Para algunas unidades se disponía también de datos de diseño y de sucesos extraordinarios. Se conocían los análisis de aceite de 27 unidades. En consecuencia, se esta-blecieron dos clasificaciones: una en la que se incluyeron estas últimas 27 unidades y otra con las 49 sin tener en cuenta los análisis de aceite.

En 3 se presentan los resultados de la clasificación de las indicaciones de ries-go técnico para las 27 unidades según el método de la puntuación ponderada. Los seis transformadores de la izquierda presentan el riesgo mayor.Si se complementa el análisis con una evaluación basada en el valor máximo del parámetro en vez de en el valor ponderado, se añade una unidad más (marca-da también en rojo en 2 ) al grupo de “riesgo potencial alto”.El grupo de alto riesgo se ca-racteriza esencialmente por una mayor degradación del aceite y del aislante de papel. Pero la edad por sí sola no determinó el orden de la clasificación.La exposición general para una compañía eléctrica no consiste únicamente en el riesgo técni-co, sino que depende asimis-mo de las consecuencias eco-nómicas de un posible fallo (por ejemplo, el coste de la energía no suministrada y el coste de reparación). Por tanto, se define un parámetro econó-

4 Modelo estructurado utilizado para evaluar el riesgo de los transformadores

Datos de entrada para la lógica

Datos de diseño

Datos operativos

Datos de diagnóstico

Ponderación/reglas

Mecánicos

Eléctricos

Térmicos

Otros

Ponderación/reglas

Puntuación máxima

Evaluación de subcomponentes

Evaluación total




El estado actual se establece normal-mente a partir de una evaluación del riesgo inmediato de fallo, determinado mediante el DGA y el análisis del aceite, y de una estimación de la vida “consu-mida” del aislamiento. También se tiene en cuenta la información sobre sucesos anteriores que puedan haber sometido a esfuerzos extraordinarios el transforma-dor. Asimismo se deben evaluar los riesgos eléctricos y mecánicos.

El caso que se presenta aquí correspon-de a un transformador elevador para generador (GSU) fabricado en 1979. Era de ventilación natural y refrigeración forzada con aceite y agua (OFWF). El transformador disponía de conductos aislados para bus en el lado de baja tensión. La carga media era del 78 %, pero a lo largo del tiempo había variado entre el 35 % y el 100 %.

El transformador había estado expuesto a algunos sucesos menores que desen-cadenaron alarmas de gas, y a uno de carácter más grave: una falta a tierra de una fase en el lado de alta tensión que ocasionó intensidades de corriente ele-vadas en su interior.

Los resultados de esta investigación fueron los siguientes: Los análisis de aceite y DGA mostra-ron un riesgo de fallo inmediato bajo. La estimación del envejecimiento del aislamiento de papel en el punto ca-liente indicó un valor DP de alrededor de 350 (véase el Cuadro ). El envejecimiento del aceite era redu-cido, pero se esperaba que se expul-sara el inhibidor en unos siete u ocho años con la misma solicitación térmica

La unidad 3 (la de mayor impedancia) presenta la mejor resistencia al corto-circuito, pero la menor capacidad de carga. Comparando las unidades que tienen un 10-12 % de impedancia se demues-tra que las más nuevas presentan me-jor resistencia frente al cortocircuito que las más antiguas. No se aprecia ninguna relación clara entre el tiempo y la capacidad de carga.

Los otros subparámetros se evaluaron de forma similar.En el caso presentado, el estado de funcionamiento de todos los transforma-dores evaluados era bueno. Sin embar-go, en caso de exposición a sucesos ex-traordinarios especiales (cortocircuitos o sobrecargas), los transformadores 2, 3 y 5 podrían estar en peligro.ABB ha llevado a cabo varias evaluacio-nes en Europa y los Estados Unidos, tanto con el método de parámetros de influencia como con el basado en reglas estructuradas [5,6,7,8].

Estudio de prolongación de la vida útilUna investigación para la prolongación de la vida útil implica una evaluación del estado actual del transformador y una estimación de la vida “restante” del aislamiento cuando el servicio futuro se produzca dentro de unas condiciones determinadas.El parque puede examinarse mediante un método basado en reglas o en el factor de influencia.

mas en carga, y todas menos una tenían una impedancia en cortocircuito del 10 % al 12 %, salvo la número 3, que te-nía una impedancia del 22 %.

En esta evaluación se analizaron los componentes secundarios siguientes: Resistencia al cortocircuito (determina-da a partir de las resistencias al pan-deo y a la inclinación); Riesgo eléctrico (determinado a partir de los parámetros de diseño, el análi-sis del aceite y los resultados del DGA); Envejecimiento térmico del papel; Calentamiento general del aislamiento (determinado a partir de los análisis del aceite y del DGA); Calentamiento del núcleo; y Capacidad de carga de los transforma-dores (capacidad de carga en emer-gencia de corta o larga duración).

Algunos de los aspectos se evaluaron mediante reglas, mientras que otros parámetros se determinaron a partir de factores de influencia. En 5 se presen-tan los resultados de la clasificación para resistencia al cortocircuito y capa-cidad de carga, ordenados por año de fabricación.

La evaluación muestra que: Ambos tipos de evaluación clasifican los transformadores en 4–5 subgrupos. Las unidades 2 y 5 tienen el riesgo mayor en caso de cortocircuito exter-no, pero sufren menores esfuerzos en caso de sobrecarga.

El DP (grado de polimerización) es el

número medio de monómeros de glucosa

presentes en la molécula de celulosa. Se

relaciona con la resistencia mecánica del

papel aislante y, en consecuencia, su

disminución representa una medida de la

degradación del papel. Se puede estimar

el valor de DP en el punto caliente del

devanado si se conocen la temperatura

(determinada a partir del perfil de tempera-

turas de diseño y de los datos de servicio)

y los datos del análisis del aceite y el DGA.

Cuadro DP

5 Clasificación de las unidades en función del año de fabricación (YoM). Las cifras de las casillas remiten a cada transformador. Una puntuación más alta en ordenadas representa un riesgo relativo mayor.

valores de la evaluación en función de YoM

año de fabricación

1965 1970 1975 1980 1985 1990

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

5

5

2

2

3

4

12

12

4

7

73

capacidad de carga

cortocircuito




fuentes sonoras, pero ningu-na indicación definitiva de su situación.

El origen posible de estas descargas era un apantalla-miento en potencial flotante situado cerca de una co-nexión de baja tensión, o los PD entre el núcleo y el depó-sito. Puesto que esto no su-ponía un peligro inmediato para el transformador, se re-comendó mantenerlo en ser-vicio con análisis frecuentes de DGA. De acuerdo con esta recomendación, el transfor-mador se mantuvo en servicio

durante otro par de años. Un análisis posterior del transformador, tras su retirada del servicio, confirmó el origen de las descargas.

Un servicio valioso para las compañías eléctricasLos casos presentados demuestran de qué forma una evaluación cuidadosa del estado, sea breve o muy detallada, ayuda a gestionar un parque de trans-formadores que va envejeciendo. Asi-mismo, en estudios de evaluación del estado se han contemplado otros aspec-tos importantes, tales como la posibili-dad de mejorar los transformadores. La prolongación de la vida útil, la mejora y la reducción de riesgos tienen un efecto inmediato sobre el saldo final de la acti-vidad comercial de la compañía, y el control preventivo se rentabiliza inme-diatamente.

Lars Pettersson

Transformadores de potencia de ABB

Ludvika, Suecia

[email protected]

Lena Melzer


Ludvika, Suecia

[email protected]

Claes Bengtsson


Ludvika, Suecia

[email protected]

Nicolaie L. Fantana


Ladenburg, Alemania

[email protected]

concentraciones no eran excesivamente altas. Por último, la concentración de hidrógeno era baja y constante.La concentración creciente de acetileno indica descargas eléctricas en el aceite, dato apoyado por el contenido general de gases del DGA que demuestra que casi no hay contenido de celulosa. Las descargas de este tipo se deben frecuen-temente a un efecto de carga/descarga local de una pieza metálica del transfor-mador.

Para localizar la causa originaria de estas posibles descargas, se revisó con detalle el diseño del transformador, se llevó a cabo un análisis más completo del acei-te y se efectuaron medidas acústicas y eléctricas del PD (descarga parcial) sobre el terreno.

Las medidas del PD mostraron fuertes impulsos eléctricos de descarga. La con-figuración de las descargas era similar a la de las descargas de chispas en aceite. Las medidas acústicas localizaron dos

futura. Por lo tanto, se reco-mendó tratar el aceite, prefe-riblemente mediante regene-ración, en los cinco años si-guientes. La resistencia del transforma-dor al cortocircuito no cum-plía las normas actuales de ABB, especialmente por lo que se refiere a la resistencia al pandeo del devanado de baja tensión. Los cálculos de-mostraron que una tensión externa elevada en una sola fase por fallo de tierra podía sobrepasar la capacidad de resistencia del transformador.

En conclusión, la capacidad de resistencia frente al cortocircuito era li-mitada pero, por lo demás, el transfor-mador se encontraba en condiciones aceptables. Se sustituyó el transformador a causa de su capacidad limitada de re-sistencia al cortocircuito.

Evaluación de un transformador que no inspira confianzaEste caso se refiere a un transformador GSU de 50 MVA refrigerado mediante OFWF y ventilación natural, fabricado en 1962 e instalado en un interior.En la evaluación de DGA se detectó acetileno C

2H

2, lo que indicaba un

posible fallo interno.

La figura 6 ilustra la evolución temporal del acetileno (C

2H

2), que presenta pe-

queños saltos incrementales. El punto rojo del gráfico indica el inicio de la evaluación de diagnóstico.Los niveles de los otros hidrocarburos eran bajos y prácticamente constantes; los óxidos de carbono indicaban un transformador algo envejecido, pero sus

Referencias

[1] Bengtsson, C.; Persson, J.O.; Svensson, M. Replacement and Refurbishment Strategies for Transformer Population, Coloquio sobre transformadores de CIGRÉ, junio de 2001.

[2] Boss, P.; Horst, T.; Lorin, P.; Pfammatter, K.; Fazlagic, A.; Perkins ,M. Life assessment of power transformers to prepare a rehabilitation based on a technical-economical analysis, sesión de CIGRÉ de 2002, informe pp. 12–106.

[3] Eklund, L. y cols.: Increase transformer reliability and availability: From Condition assessment to On-Site Repair. Power Gen Middle East, Bahréin, 2007.

[4] ABB Service Handbook for Transformers, 1ª edición internacional, 2006.[5] Pettersson, L.; Fantana, N.L.; Sundermann, U. Life Assessment: Ranking of Power Transformers Using

Condition Based Evaluation, A New Approach, sesión de CIGRÉ en París de 1998, informe pp. 12–204.[6] Pettersson, L.; Persson, J.O.; Fantana, N.L.; Walldén, K.I. Condition Based Evaluation of Net

Transformers – Experience from a New Ranking Procedure, sesión de CIGRÉ en París de 2002, informe pp. 12-102.

[7] Girgis, R.; Perkins, M.; Fazlagic, A. Evolution of ABB’s Transformer Risk/Life Assessment Process, procedimientos de la Conferencia internacional de Doble Clients de 2003, informe nº TX1.

[8] Frimpoing, G.K.; Perkins, M.; Stiegemeyer, C.L.; Pettersson, L.; Fantana, N.L. A Practical Approach to

the Assessment of Risk of Failure of Power Transformers, simposio de CIGRÉ en Brujas de 2007.

6 Evolución del acetileno (C2H2) encontrado en el depósito principal de un transformador controlado

C2H2

93-0

1-01

93-0

7-01

94-0

7-01

95-0

7-01

96-0

7-01

97-0

7-01

94-0

1-01

95-0

1-01

96-0

1-01

97-0

1-01

98-0

1-01

98-0

7-01

99-0

1-01

99-0

7-01

35

30

25

20

15

10

5

0

conc

entr

ació

n (p

pm)



Cien años no son nada en compara-ción con el tiempo que lleva el hom-bre vagando sobre la Tierra. Pero en términos de tecnología, son una eter-nidad. Cuando ABB fabricó su prime-ra subestación hace unos cien años, nadie habría podido adivinar cómo serían estas instalaciones en la actua-lidad. En aquella época, los interrup-tores eran voluminosos y complica-dos, y exigían supervisión constante y mantenimiento frecuente. Gran parte del siglo XX se centró en el desarrollo de nuevas tecnologías que aumenta-ran la capacidad y la disponibilidad y redujeran el mantenimiento, y tam-bién en la solución de aspectos como el tamaño, la velocidad y la automati-zación. Algunos de estos avances e innovaciones condujeron al lanza-miento en el decenio de 1960 de la aparamenta aislada en gas (GIS por sus siglas en inglés). Estos equipos pequeños y compactos redujeron las dimensiones de una subestación convencional aislada en aire (AIS) en casi un 90 %. En el decenio de 1970, la protección electromecánica con-vencional fue sustituida por la protec-ción estática (amplificadores operati-vos), y las innovaciones posteriores han dado lugar a los sistemas actua-les de control numérico y protección, provistos de numerosas funciones y tareas, que se comunican con otros sistemas por medio de tecnología digital.

Desde hace algún tiempo, las compa-ñías eléctricas pueden manejar y con-trolar a distancia las subestaciones sin necesidad de mantener personal en las instalaciones. Hay subestacio-nes prediseñadas, prefabricadas y modulares en distintas configuracio-nes AIS y GIS que garantizan plazos de entrega cortos y alta calidad de instalación.

Evolución de las subestacionesEl diseño de subestaciones a principios del siglo XX y en la actualidadHans-Erik Olovsson, Sven-Anders Lejdeby


Evolución de las subestaciones

Hace unos cien años, cuando empezaron a

construirse en serio, las redes eléctricas no eran especial-mente fiables. Los interrupto-res eran muy complicados desde los puntos de vista me-cánico y eléctrico, y exigían un mantenimiento frecuente. Los cortes de electricidad por razones de mantenimiento eran la regla, no la excep-ción. Sin suda, la invención del seccionador ayudó a mejorar la disponibilidad de las redes eléctricas. En las configuraciones de una sola línea utilizadas había muchos seccionadores alrededor de los interruptores, de modo que las partes adyacentes de la aparamenta se mantenían en funcionamiento mientras se efectuaban labores de mantenimiento en los interruptores. Estas ideas condujeron a los esquemas de barra doble y barra doble más ba-rra de transferencia 1a y 1b . Al margen de las consideraciones de manteni-miento, las configuraciones de una sola línea se escogieron para limitar las consecuencias de los fallos del pri-mario en la red eléctrica (por ejemplo, si el interruptor ordinario no se abría por un fallo del primario en un com-ponente de salida, o si se producía un fallo en la barra de distribución). Para las configuraciones indicadas en 1a y 1b , estos tipos de fallos causarán la pérdida de todos los objetos conecta-dos a la barra de distribución. Para limitar tales efectos sin renunciar a los

aspectos de mantenimiento se intro-dujeron las configuraciones de una sola línea con 1½ y 2 interruptores 1c y 1d .

Los interruptores actuales exigen me-nos mantenimiento que sus anteceso-res. En efecto, los interruptores SF

6 de

ABB tienen un intervalo entre servi-cios de mantenimiento (que obligan a interrumpir el servicio de los compo-nentes del primario) de 15 años. Los seccionadores al aire libre, por otra parte, siguen teniendo un intervalo de mantenimiento de entre 4 y 5 años en zonas con escasa o nula contami-nación. Si el interruptor está situado en zonas con contaminación natural (por ejemplo, arena o sal) o industrial, necesitará un mantenimiento bastante más frecuente.Aunque los interruptores de desco-

nexión (o, mejor, la función de desconexión) son nece-sarios, sus requisitos de mantenimiento son, sencilla-mente, inviables, por no ha-blar del aspecto económico. Varios conceptos innovado-res de aparamenta para sub-estaciones aisladas en aire (AIS) han permitido prescin-dir de los tradicionales inte-rruptores de desconexión al aire libre 2 . La función de desconexión se ha incorpo-rado o integrado en el inte-rruptor. Esto no sólo au-menta la disponibilidad de la subestación, sino que re-duce casi a la mitad el espa-

cio que ocupa. En 3 se ilustra la im-portancia de pasar de una solución tradicional, por ejemplo, un esquema de 1½ interruptores para una AIS de 400 kV con interruptores e interrupto-res de desconexión, a una solución que utilice Combined (interruptor seccionador). Las ventajas de ocupar poco espacio son, entre otras, el menor coste de adquisición y prepara-ción de terreno, la mayor facilidad de remodelación de subestaciones ya existentes y un impacto ambiental considerablemente menor debido a que hay menos materiales y, en consecuencia, menos contaminación.

Los transformadores de medida en la actualidadLos transformadores de medida envían información sobre las tensiones e intensidades del primario al equipo


1 Distintos tipos de configuraciones de una sola línea: a , barra doble, b , barra doble más barra de transferencia, c 1½ interruptores y d . 2 interruptores. a y b se centran en el mantenimiento, mientras que c y d cubren tanto el mantenimiento como los fallos.

A

A

B

B

B

A

A

B

C

a

c

b

d

2 Innovadores módulos de aparamenta de ABB con la función de desconexión incorporada o integrada en el interruptor.

a Combined b PASS c Compass d Compact




usada en las subestaciones, sino tam-bién su aspecto. Muchas subestacio-nes se construían a las afueras de las ciudades, de modo que su aspecto no era tan importante. Pero el crecimien-to urbano de las últimas décadas ha hecho que muchas de ellas queden englobadas en el interior de las ciuda-des. Quienes viven cerca de una de estas subestaciones consideran des-agradable tanto su aspecto como la contaminación acústica que produce el ruido de los transformadores. Para resolver el problema, las subestacio-nes se han instalado en edificios que armonizan con los que tienen alrede-dor y se han convertido así en invisi-bles. La reducción del tamaño –entre un 40 % y un 50 % para las AIS de in-terior y entre un 70 % y un 80 % para las GIS de interior– ha simplificado enormemente esta operación. El mon-taje de los equipos bajo techo aumen-ta la disponibilidad y fiabilidad de la subestación, puesto que el riesgo de fallos del primario a consecuencia de los animales y la contaminación at-mosférica o industrial se reduce nota-blemente en el caso de las AIS, y por completo en el de las GIS. Además, el edificio se puede supervisar a distan-cia, lo que ayuda a prolongar el intervalo entre rondas de vigilancia de la subestación. También favorece la protección frente a robos y atenúa notablemente el ruido del transforma-dor. En los centros urbanos de todo el mundo donde no está permitida la construcción de subestaciones en superficie, se han instalado GIS subterráneas (es decir, realmente invisibles) 4 .Los ingenieros deben tener en cuenta dos consideraciones importantes al construir nuevas subestaciones en áreas urbanas: el tamaño y la seguri-dad. El precio del suelo obliga a reducir al mínimo el espacio necesario para estas subestaciones, y las situa-das en zonas populosas deben contar con normas más estrictas de seguridad personal. Para cumplir estos requisitos de las ciudades y sus alrededores y para adaptarse a las exigencias indivi-duales, ABB ha desarrollado el con-cepto URBAN para subestaciones de interior compactas de hasta 170 kV. En las instalaciones de interior incluidas en este concepto se utilizan exclusivamente los sistemas más innovadores del actual catálogo de

tan información sobre las tensiones e intensidades del primario. Estos valo-res se transforman en señales digitales de fibra óptica que se comunican al equipo secundario. La sustitución de los transformadores de medida tradi-cionales por sensores ópticos reducirá aún más las dimensiones de la apara-menta y los costes, mientras que ofre-cerá equipos secundarios más flexi-bles y seguros.

Subestaciones invisiblesEn los últimos cien años no sólo ha cambiado drásticamente la tecnología

secundario (protección, control y consumo). Históricamente, estos trans-formadores eran aparatos enormes construidos con materiales de aisla-miento, cobre y hierro. Se usaban también para alimentar el equipo electromecánico secundario. En la ac-tualidad, el equipamiento secundario numérico se alimenta con una fuente independiente (por ejemplo, una batería). Por otra parte, gracias a la aparición de la tecnología de fibra óptica, los enormes transformadores de medida antiguos pueden sustituirse por sensores de fibra óptica que facili-

4 Una subestación subterránea realmente invisible. a , el salto de agua amortigua el zumbido del transformador de potencia y lo enfría. b , se invita a los vecinos de la localidad a que expresen su opinión sobre el proyecto propuesto. c , aparamenta subterránea aislada en gas.

a b

c

3 Resultado de sustituir los interruptores tradicionales de 400 kV e interruptores de desconexión (izquierda) por una solución Combined (interruptor seccionador). Nótese el espacio tan reducido que ocupa.

Seccio-nador

Mayor disponibilidadMenor impacto ambiental

Más económicoOcupa menos espacio

Seccio-nador

Espacio libre

Espacio libre

Inte -rruptor

Transfor-mador de corriente

160 m103 m

72 m 60 m




medio ambiente; y, por último, es se-gura para el personal y para terceros.

Sistema secundario de la subestaciónAl igual que sus homólogos, los siste-mas primarios, los sistemas secunda-rios han cambiado mucho con los años. Así, los días del funcionamiento manual dieron paso a una forma más avanzada de gestión de la informa-ción. El sistema secundario de una subestación moderna 6 se utiliza para lo siguiente: Protección y supervisión del sistema primario. Acceso local y remoto a los aparatos del sistema de alimentación. Funciones locales manuales y auto-máticas. Enlaces e interfaz de comunicacio-nes del sistema secundario. Enlaces e interfaz de comunicaciones con los sistemas de

gestión de la red.

Todas estas funciones las realiza un sistema de auto-matización de subestación (SAS) que contiene disposi-tivos programables del se-cundario, conocidos como dispositivos electrónicos inteligentes (IED) para ta-reas de control, supervisión, protección y automatiza-ción. Las características habituales de un IED son las siguientes: Puede usarse para una o más bahías de aparamenta.

Incluye funciones de pro-tección independientes para cada alimentador. Realiza cálculos a gran velocidad y en tiempo

extraíble COMPACT de 52 kV. Este módulo no necesita cimentación, pues va articulado al lateral del mó-dulo del transformador de potencia. Un módulo de media tensión con la aparamenta montada en cubículos. En este módulo se incluye equipo CC/CA auxiliar, de relés y control para el conjunto de la subestación. Al igual que el módulo de alta ten-sión, va articulado al módulo del transformador.

La solución MALTE, además del poco espacio que ocupa y la rapidez con que puede montarse, ofrece lo si-guiente en comparación con la solu-ción tradicional: mayor disponibilidad, puesto que es un equipo de interior; menor coste de mantenimiento y vigi-lancia; la subestación, incluidos los cimientos, puede desmantelarse y trasladarse con rapidez; respeta el

productos de ABB. Se pueden em-plear tanto módulos aislados en aire como en gas SF

6, dependiendo de las

necesidades particulares de cada ins-talación.

Subestaciones de interior prefabricadasUna subestación prefabricada permite una instalación rápida y fácil en el lu-gar de destino, lo que acorta el tiem-po total de construcción y minimiza las molestias para el vecindario. Al mismo tiempo, la calidad del suminis-tro es mayor debido a las pruebas completas que se realizan en fábrica antes del envío. Un ejemplo es MAL-TE, un tipo de subestación de distri-bución con un transformador de hasta 16 MVA. Una subestación MALTE consta de módulos prefabricados que se comprueban en fábrica antes de su envío. El cableado del primario y el secundario situado entre los módulos se prepara de modo que per-mite una conexión rápida. El montaje y las pruebas en el emplazamiento llevan sólo una semana, después de la cual la subestación está lista para entrar en servicio. La superficie que ocupa, unos 100 m2, es menos del 30 % de la necesaria para una subes-tación AIS de exterior. Una subestación MALTE 5 consta de tres módulos principales: Un módulo transformador de potencia que incluye el transformador principal, una cimentación prefabrica-da que hace las veces de depósito de aceite, los mu-ros y una cubierta. Un módulo de alta tensión provisto de un interruptor

5 Subestación MALTE prefabricada: a subestación anterior, b subestación nueva y c interior de la nueva subestación con un transformador de potencia en el centro, alta tensión a la derecha y media tensión y equipo secundario a la izquierda.

a b c

6 Estructura de un sistema moderno de control y protección

Espacio de trabajo de ingeniería

Comunicación a distancia

GPS

Control ProtecciónControl y protección

Bus de proceso (LAN) IEC61850-9-2

Bus de datos de estación (LAN) IEC61850-8-1

Control y protección

Interfaz hombre-máquina de la estación

Nivel de estación

Nivel de proceso

Nivel de bahía

Interfaz del proceso






car el contacto con el cliente. Los pro-yectos pueden ejecutarse utilizando una base de datos común evaluada por ambas partes.

En el futuro, los equipos de regula-ción de la electricidad de las subesta-ciones estarán aún más integrados y serán más compactos, mientras que las funciones de medición y todas las funciones del secundario se basarán en fibra óptica. En otras palabras: unas cuantas conexiones de fibra óptica sustituirán a toneladas de porcelana, cobre y hierro. Esto acelerará aún más el proceso de entrega, reducirá las dimensiones de las subestaciones y las hará más respetuosas con el medio ambiente.

Hans Erik Olovsson

Sven-Anders Lejdeby

Sistemas eléctricos de ABB, Subestaciones

Västerås, Suecia

[email protected]

[email protected]

Referencia

[1] Frei, C., Kirrmann, H., Kostic, T. Maeda, T.

Obrist, M. “Velocidad y calidad.” Revista ABB

4/2007, páginas 38–41.

La prefabricación es adecuada tanto para los proyectos de nueva planta como para los de remodelación. La remodelación futura se simplifica y puede realizarse con menos tiem-po de parada reemplazando todo el edificio prefabricado.

ComunicaciónEn un SAS, es esencial que la comuni-cación entre IED sea eficaz y rápida. En las subestaciones de ABB se ha usado durante muchos años una co-municación numérica, pero la falta de protocolos normalizados limitaba la eficacia de los SAS y restringía la mezcla de los IED de ABB con los de otras empresas. Para superar este problema, ABB ha participado y res-paldado activamente a la IEC en el desarrollo de una norma para la comunicación en subestaciones, conocida como IEC 61850 [1].

Las subestaciones modernas suelen controlarse a distancia, y la comunica-ción entre la subestación y el centro de control remoto se realiza mediante una red de área extensa (WAN). En la actualidad, los nuevos tendidos aéreos o las conexiones de cables de poten-cia se equipan con fibra óptica para mantener el sistema de comunicacio-nes de protección y la WAN.

Una mirada al futuroEn los últimos cien años hemos asisti-do al avance de la economía desde la era industrial a la era de la informa-ción. Muchas ideas fascinantes, en particular la World Wide Web, han cambiado la forma de vivir y de traba-jar de muchas personas y empresas. Para una empresa como ABB, Internet es un medio para acelerar y simplifi-

real que activarán, en su caso, una señal de activación. Se supone que un IED es un dispositivo que combina control y protección, aunque puede tener funciones independientes de sólo control o sólo protección. Puede comunicarse con todos los demás IED.

Para aumentar la fiabilidad y disponi-bilidad de un sistema de automatiza-ción de subestación (SAS), la parte correspondiente a la protección puede duplicarse a fin de ofrecer un sistema redundante. Para una total redundan-cia, todos los IED y sistemas de apoyo (como el de alimentación) deben estar duplicados para garantizar que los dos sistemas puedan trabajar independien-temente uno de otro.

PrefabricaciónEn las subestaciones modernas, la prefabricación y las pruebas previas del equipo de automatización se están convirtiendo rápidamente en la nor-ma. El sistema se entrega dividido en secciones que contienen todas las funciones necesarias para una parte del sistema primario, y después basta conectar entre sí estas secciones con fibra óptica 7 . La prefabricación tiene numerosas ventajas, entre otras: Los costes totales pueden mantener-se bajos gracias a la optimización de la fabricación y las pruebas. La calidad es mayor, ya que el módulo ha sido comprobado en su totalidad en fábrica y se envía con todo el cableado intacto. Puesto que la mayor parte del mon-taje y las pruebas se realizan antes del envío, el tiempo en la obra se reduce considerablemente.

7 Prefabricación de un sistema de relés y control: a comprobación en fábrica de todo el equipo de la subestación, b transporte de módulos completos a la subestación, c equipo en servicio.

a b c

Con el impulso de la energíaA ABB nunca le faltan soluciones para hacer funcionar y controlar la redClaus Vetter, Neela Mayur, Marina Öhrn



Las redes eléctricas crecen en la misma medida en que lo hace la de-manda mundial de energía. En las economías en crecimiento, como las de China e India, la necesidad de energía está presionando sobre la capacidad del sistema existente, mientras que en otras partes del mundo los esfuerzos reguladores en curso obligan a una reestructuración continua de las infraestructuras vitales. El mantenimiento de lo que sólo puede describirse como una infraestructura muy dinámica exige muchas operaciones complejas. Sin embargo, independientemente de la

complejidad de estas tareas, el sumi-nistro fiable de energía debe ser siempre el objetivo principal de cualquier proveedor de soluciones de sistemas de energía eléctrica.

Como proveedor número uno mundial en este campo, ABB lleva muchas generaciones ayudando a los clientes a gestionar sus redes y desempeñan-do un papel vital en la explotación de sistemas de energía. Las continuas mejoras e innovaciones han llevado al desarrollo de soluciones modernas y completas para controlar y explotar la red. Por ejemplo, la Plataforma

Network Manager (Gestor de Redes) de ABB hace posible las soluciones SCADA (control de supervisión y adquisición de datos) tradicionales para la gestión de la generación y transmisión, funciones de gestión de la distribución y parada, así como sistemas de gestión comercial para la venta de energía. Por muy impresio-nantes que sean estas soluciones, una compañía no debe confiarse nunca. Un clima de mercado en trans-formación constante significa que ABB está continuamente ampliando o actualizando su ya extensa cartera de soluciones de explotación de energía.


Con el impulso de la energía


abierta y una integración versátil de las aplicaciones empresariales de ABB en el software de terceros. Además, hace posible el SCADA tradicional, las solu-ciones de gestión de generación y transmisión, las funciones de gestión de distribución y parada, así como los sistemas de gestión empresarial (BMS) para la comercialización de energía.

Los BMS son sistemas de operaciones de mercado que proporcionan solucio-nes completas de software para gestio-nar mercados centrales de energía para operadores independientes de sistemas (ISO), organizaciones comunes para energía y organizaciones regionales de transmisión (RTO). Un BMS típico ofre-ce herramientas para la programación de la generación en tiempo real o con un día de adelanto, y se facilita en una plataforma de arquitectura abierta que dispone de interfaces de última genera-ción con otros sistemas de software. El BMS también facilita una plataforma de comercio electrónico para administrar todos los aspectos de un mercado de energía competitivo, y proporciona una interfaz de liquidaciones y mediciones.

El sistema de gestión de generación (GMS) de la compañía admite una ex-plotación avanzada, una programación óptima y un análisis de las centrales eléctricas generadoras. Esto incluye previsiones de carga, pronóstico de entrada de energía, evaluación de tran-sacciones, subastas, compromiso de las

mas, en especial de los de tecnologías de la información (TI) para transmisión y distribución de energía. Desde el de-sarrollo del primer sistema de control remoto de centrales eléctricas en la dé-cada de 1920 por parte de ASEA y BBC, la compañía ha recorrido un largo camino con sus sistemas de TI de hoy en día que no sólo ayudan a los clientes a gestionar sus redes, sino que también les permiten desempeñar un papel vital en la explotación de sistemas de ener-gía. Las soluciones de ABB van desde un simple sistema SCADA hasta sistemas avanzados de transmisión y distribución que garantizan un funcionamiento seguro y estable y evitan apagones. Además, se dispone de modernos siste-mas de información de energía para ayudar al operador a garantizar que la red se explota de forma óptima desde el punto de vista económico. Toda la información empresarial se puede obtener con un solo clic del ratón.

El Network Manager de ABB ofrece una amplia gama de funciones para satis-facer las necesidades de los operadores de redes de transmisión y de los de redes combinadas y generación de energía. Éstas van desde el análisis y la optimización de operaciones del día a día y programación a corto plazo, hasta la gestión y control de generación en tiempo real.

La plataforma Network Manager de ABB proporciona una arquitectura de sistema

Cada toma o enchufe de un hogar, industria o punto de consumo se

conecta con una miríada de líneas y conexiones, que forman una red simi-lar a las venas de un sistema cardio-vascular. Las redes de distribución están continuamente cambiando de forma y dimensión cuando se incorpo-ran consumidores, se conectan o des-conectan aparatos o cuando partes del sistema se someten a reparación o mantenimiento. Construidas en estrella o en anillo, reticuladas o no reticula-das, como cables o líneas eléctricas aé-reas, la red de distribución se conecta finalmente a subestaciones. En éstas, en el límite de los sistemas de transmi-sión o subtransmisión, la mayor parte de la energía se alimenta, convertida, regulada y controlada, a la red de distribución. La red de transmisión actúa como un sistema de arterias que suministra energía a todas las partes del sistema, y cualquier anomalía ten-drá una amplia repercusión como, por ejemplo, que se apaguen milliones de luces, se colapse la infraestructura pú-blica y se perjudique a las personas y la economía. Por lo tanto, un suminis-tro fiable de energía debe ser siempre el objetivo principal de una compañía que proporcione soluciones para los sistemas eléctricos en todo el mundo.

Soluciones para transmisión y distribuciónABB ha estado durante muchas décadas en la vanguardia del desarrollo de siste-

Ámbito de suministro para ofertas de gestión de redes




dades operativas de las compañías eléctricas.

Justificación de la Gestión de Red de ABB Las reglas de mercado que afectan a la explotación están cambiando constante-mente. Se han identificado en la actuali-dad tres factores que afectan al modo de explotación de las redes de energía, y el primero de ellos se centra en la creciente demanda de energía. Todas las economías en desarrollo necesitan más energía, lo que obliga a las empresas eléctricas a explotar sus sistemas de forma más cercana a sus límites físicos. Esto, a su vez, reduce el margen de seguridad del suministro y ejerce más presión en los equipos de red1).Al mismo tiempo, con cada vez más redes interconectadas entre países2), la

EMS se queda corto. El DMS puede en-cargarse de la reconfiguración del ali-mentador, la programación del compo-nente de energía reactiva y los modelos de cortes en la línea. También se adapta a las cambiantes topologías de las redes debidas a ampliaciones, mantenimiento o paradas locales temporales, y permite una visión geográfica de la red de distri-bución 1 . Una función de gestión de paradas proporciona la capacidad de in-tegrar los sistemas de gestión de infor-mación al cliente y de llamadas de ave-rías en el sistema SCADA/DMS existente, permitiendo así a los operadores gestio-nar la red de distribución con un siste-ma totalmente integrado.

Los sistemas de gestión embresarial (BMS) son sistemas de operaciones de mercado que proporcionan soluciones completas de software para gestionar mercados centrales de energía.Por último, las soluciones de comunica-ciones dentro de la empresa de ABB completan la cartera de productos y proporcionan funcionalidades para las redes de comunicación operativa y corporativa. Las soluciones de banda ancha y transporte por red permiten la transmisión de voz y de señales vitales de control y protección para las necesi-

unidades, programación de generación hidroeléctrica y una utilización óptima de recursos de generación con progra-mación y venta integrada, frecuencia de carga multizona y equilibrio de las líneas.

El sistema de gestión de energía (EMS) de ABB amplía la funcionalidad de SCA-DA para formar la solución SCADA/EMS, con aplicaciones como estimacio-nes de estado, que proporciona una imagen detallada y precisa de la red, con una resolución de tiempo de segun-dos o minutos Los análisis de contingen-cia, también parte del EMS, ayudan a los operadores a gestionar situaciones simuladas para distintas condiciones de red a fin de determinar, por ejemplo, qué medidas correctoras se necesitan para poder mitigar las sobrecargas de forma óptima, o para evaluar el balance y los márgenes de la energía reactiva, o incluso para gestionar límites de carga. En resumen, el EMS permite a las em-presas eléctricas realizar operaciones seguras y eficientes en mercados regulados y liberalizados: Gestionando flujos de potencia activa y perfiles de tensión

Determinando rápidamente la seguridad operativa

Detectando y mitigando congestiones Identificando caídas de tensión Realizando análisis de anomalías registradas y simulando tareas de restauración

Proporcionando un simulador para formación

Sin embargo, las aplicaciones EMS no son las ideales para hacer un modelo de los detalles de la red de distribución. En efecto, el tamaño del modelo de red, en términos de sistemas de energía, suele ser un factor más importante en los sistemas de distribución que en los de transmisión. Para compensar esto, las aplicaciones del sistema de gestión distribuida (DMS) aumentan la funciona-lidad del SCADA para crear la solución SCADA/DMS en campos en los que el

Notas a pie de página1) La ampliación de las redes se realiza a menor

velocidad por razones económicas y ambientales.2) La red europea UCTE, que se extiende desde

Dinamarca hasta Grecia y desde Portugal hasta

Rumanía y Bulgaria, suministra actualmente a unos

450 millones de consumidores un consumo anual

de unos 2.300 TWh.

1 Proceso distribuido geográficamente

Estaciones de operador

Módem

Reserva en línea de SCADA

BA

Automatización de subestaciones RTU RTU RTU…

Red de comunicaciones

SCADA LAN




distribución de tensión y frecuencia 2 , o de oscilaciones de potencia a nivel de toda la red son ejemplos de la informa-ción adicional que se puede facilitar cuando se observa la situación de un sistema antes de que se produzca un hecho crítico.

Con la combinación de grandes siste-mas, por no mencionar el cada vez mayor tamaño de las redes, la cantidad de errores y alarmas que debe procesar el operador puede ser abrumadora. ABB apoya a sus clientes con un sistema de gestión de alarmas capaz de identificar las causas profundas. El sistema ayuda a filtrar alarmas y suprime hechos repeti-dos para que el operador pueda reac-cionar rápidamente ante fallos del siste-ma en el momento preciso.

La influencia normativa, la economía y la creciente utilización de infraestructu-ras estándar de TI están promoviendo la integración de sistemas de TI más allá de sus límites iniciales. Sin embargo, las dificultades técnicas de dicha integra-ción son considerables. Los aspectos relacionados con la ciberseguridad complican aún más la situación. Con la normativa NERC/CIP sobre ciberseguri-dad3) en vigor desde principios de 2008, la Gestión de Redes de ABB está desa-rrollando o utilizando constantemente un completo conjunto de herramientas para facilitar a los usuarios finales la posibilidad de cumplir esas normativas

sistema, permitiendo así al operador adoptar medidas correctoras de inme-diato en caso de situación crítica para el sistema. Se obtienen resultados de gran precisión cuando las mediciones con PMU se integran en el estimador de la situación de ABB. Estas mismas medi-ciones con PMU se utilizan también pa-ra evaluar el estado general del sistema de energía, como parte de los servicios de Control y Vigilancia de Amplias Zonas de ABB. En consecuencia, los operadores pueden adoptar medidas correctoras –por ejemplo, utilizando dispositivos FACT (sistemas flexibles de transmisión en corriente alterna) para controlar el flujo de energía–, basadas en la información de toda la red. En una situación típica de emergencia, los operadores se ven abrumados con grandes cantidades de datos y alarmas. ABB está investigando en la actualidad diferentes soluciones para ayudar a las empresas eléctricas en este aspecto.

En primer lugar, la conciencia operativa de los usuarios de la sala de control se agudiza si se proporciona más informa-ción visual sobre la situación del sistema de energía. Normalmente, la caída del sistema de energía es consecuencia de una serie de fallos en cascada en la red, por lo que es importante no sólo ver los componentes individuales, sino que se deben identificar fácilmente aconteci-mientos a escala de todo el sistema. La inclusión de mapas de contorno de

influencia de la economía en el suminis-tro de energía, que es el segundo factor, es mayor que nunca. En otras palabras, en lugar de que la física y la seguridad influyan en el comportamiento y en los planes de las empresas eléctricas, como sucedía en el pasado, las leyes del mer-cado son ahora las fuerzas que impulsan la circulación de energía por la red. Este cambio exige conectividad con muchos sistemas de TI no operativos, como la ERP (Planificación de los Recursos de la Empresa) y la CRM (Gestión de Rela-ciones con los Clientes), que contienen datos empresariales importantes.

El tercer y último factor se centra en los efectos medioambientales colaterales de una mayor generación de energía, en especial en el nivel de emisiones de CO

2. El foco de atención está ahora

meridianamente centrado tanto en el uso eficiente de la energía como en una mayor utilización de energía renovable y distribuida.

Compañías como ABB pueden abordar sin dificultad alguno de estos aspectos. Las soluciones descritas anteriormente contribuyen en gran medida a afrontar la naturaleza cambiante del mercado. No obstante, fue preciso recurrir a algu-nas iniciativas tecnológicas para afrontar mejor estos retos. Tales iniciativas se describen en los apartados siguientes.

Soluciones innovadorasMientras que las soluciones tradicionales de automatización de subestaciones protegen en milisegundos a personas y equipos de fallos de funcionamiento, los sistemas SCADA/EMS trabajan en cuestión de minutos cuando tratan las condiciones de funcionamiento de la red. Sin embargo, con tantas redes de energía en todo el mundo funcionando casi al límite, el tiempo para actuar y reaccionar ante anomalías es cada vez más corto y más valioso. Tradicional-mente, muchos sistemas de energía informan de sobrecargas o caídas de tensión en líneas o nodos de la red. No obstante, se requiere una visión más completa de la situación para abordar con rapidez las consecuencias de tales problemas, que afectan a todo el siste-ma. Utilizando las soluciones basadas en la Unidad de Medición de Fasores (PMU de ABB) se puede obtener esta imagen. Lo que hacen es proporcionar una visión de la red dentro de todo el

2 Colores de red dinámica en Network Manager. Los colores rojo/azul indican una desviación respecto a la tensión nominal (alto/bajo).




Una sala de control típica

dentro del ámbito del suministro. Con sus soluciones SCADA/EMS, la compa-ñía garantiza desde el principio que el personal afectado esté bien formado sobre las normas en materia de ciberse-guridad; que el acceso a los códigos esté registrado y controlado; que el software siga las mejores prácticas en modelización de amenazas; y que se sigan las prácticas adecuadas de codificación. También es necesario el cumplimiento durante la puesta en marcha del sistema en actividades como restringir al mínimo imprescindible el número y el tipo de los servicios nece-sarios para cumplir los requisitos de funcionamiento y fortalecer el sistema eliminando o desactivando todas las funciones innecesarias, como conexio-nes a red, servicios y compartición de archivos, garantizando al mismo tiempo que todas las funciones restantes están dotadas de la necesaria seguridad. Ahora bien, es importante entender que la seguridad se refiere a la gestión de riesgos y que sólo se puede conseguir una seguridad óptima manteniendo un estrecho contacto y colaboración con los clientes. ABB está utilizando también recursos internos (por ejemplo, piratas informáticos éticos) e independientes (por ejemplo, los Laboratorios Naciona-les en Idaho, Estados Unidos), para comprobar la vulnerabilidad del sistema de Gestión de Redes. En resumen, ABB está desarrollando sus sistemas conjun-tamente con sus clientes, a fin de alcan-zar dos objetivos sumamente difíciles:

abrir los sistemas para cumplir los siempre exigentes objetivos económi-cos y, al mismo tiempo,

proteger los sistemas de intrusiones o sabotajes no deseados.

La eficiencia energética y la mayor utilización de las energías renovables son factores muy importantes en el desarrollo de soluciones de gestión de transmisión y distribución. Por lo que respecta a la alta tensión, la integración de tecnologías de generación eólica es un asunto muy importante, ya que la confianza en la energía eólica sigue cre-ciendo. El sistema de Gestión de Redes de ABB ayuda a programar y equilibrar de manera óptima la aleatoriedad de la energía eólica sin poner en peligro la estabilidad del sistema. En lo que atañe a la distribución, la influencia de la generación distribuida (solar, bioma-sa, ciclo combinado, etc.) está variando los flujos de energía en la red. Antes, el flujo de energía iba dirigido únicamente desde la generación a la distribución a través de la transmisión. Hoy en día es necesario abordar la creciente propor-ción de energías renovables en baja tensión. Al mismo tiempo, la instalación de más dispositivos “inteligentes” en las redes genera una gran cantidad de datos diversos. El análisis de estos datos ayu-da a determinar la solución ecológica y económica más adecuada, así como la más conveniente para gestionar la generación distribuida. En el futuro, la solución de ABB ayudará a determinar

el potencial para añadir recursos de energía distribuida. Entonces las empre-sas eléctricas se podrán concentrar en encontrar soluciones adecuadas para la ampliación de las redes.

ABB está añadiendo funcionalidades para el comercio de emisiones al soft-ware de “apoyo a las infraestructuras de mercado” que forma parte de sus aplicaciones BMS. Las aplicaciones de “operaciones de mercado de BMS” están diseñadas para gestionar concursos y ofertas (incluidas energía, reservas, congestión, etc.) de participantes en el mercado, y el comercio de emisiones (CO

2, NO

x etc.) es una ampliación

natural de las funcionalidades de esos sistemas, dado que la práctica del comercio de emisiones es normal ahora en Europa conforme a las Directivas de la UE y que se comercia activamente con NO

x en Estados Unidos.

Consideraciones finalesPuesto que la sociedad es muy depen-diente de la fiabilidad del suministro de energía, que éste sea además seguro, asequible y sostenible desde el punto de vista ecológico es una prioridad absoluta para todas las compañías eléctricas. ABB está perfectamente preparada para afrontar esos retos con una gama completa de soluciones de transmisión y distribución.

Claus Vetter

Gestión de redes de ABB

Baden, Suiza

[email protected]

Neela Mayur

Gestión de redes de ABB

Houston, Texas, EE.UU.

[email protected]

Marina Öhrn

Sistemas de energía de ABB

Mannheim, Alemania

[email protected]

Nota a pie de página3) Véase http://www.nerc.com/~filez/cip.html (página

web de la NERC/CIP) (diciembre de 2007)



Cuando las redes se vuelven inteligentesAutomatización inteligente de las redes de distribuciónCherry Yuen, Duncan Botting, Andrew D.B. Paice, John Finney, Otto Preiss

El suministro clásico de electricidad desde grandes unidades centrales de generación hasta las redes de distribución de secciones decrecientes por medio de redes de transporte fiables se debe complementar ahora con una generación distribuida que satisfaga las demandas cambiantes de la sociedad moderna. La exigencia de fuentes renovables para la producción de electrici-dad, combinada con la demanda de un mayor rendimiento ener-gético, está redefiniendo los mecanismos clásicos de suministro.


Cuando las redes se vuelven inteligentes


Desafíos técnicosLa introducción de las nuevas redes inteligentes abre la puerta a complejida-des hasta ahora desconocidas. Así, el sentido del flujo de la energía puede invertirse si la capacidad de generación supera la demanda local, con el fin de utilizarla para compensar las cargas aplicadas en una zona próxima. Estos efectos pueden verse limitados al campo de la baja tensión, pero también pueden apreciarse en el de la media tensión 2 . Se puede llegar a la congestión de la red cuando se alcance o se supere la ca-pacidad de transporte de las líneas. Este problema se acentúa cuando las fuentes de energía distribuidas no están próxi-mas a los consumidores principales. El sistema de automatización que gestiona estas situaciones exigentes puede tener acceso a los cambios dinámicos en tiempo real de la red. Esto exige más mediciones, algoritmos de estimación del estado y ajustes flexibles de control y protección.

Además, el sistema de automatización debe tener inteligencia suficiente para acomodar unos perfiles de generación, que cambian con la meteorología y la hora (es el caso de la producción eólica y fotovoltaica). El resultado será una dis-tribución continuamente variable en cuanto a flujo y dirección de la energía, en contraste con el transporte clásico unidireccional y relativamente estable de la red de distribución actual. Todas estas funciones exigen un mayor uso de tecnologías de la información y las comunicaciones (ICT) rápidas y fiables.El volumen de datos necesario para eje-cutar las diversas funciones de una red inteligente es enorme y variado. Los da-

en el sistema de automatización corres-pondiente. También se precisa un siste-ma de automatización inteligente de este tipo para facilitar el desarrollo de estructuras comerciales y reglamentarias que se proyecten sobre la red eléctrica física. Los mercados liberalizados dispo-nen ahora de interlocutores comerciales fragmentados que requieren soluciones administrativas más flexibles que las estructuras de mando y control clásicas, integradas de forma vertical. Los orga-nismos reguladores necesitan que las distintas partes de la cadena de suminis-tro efectúen y registren sus transaccio-nes de forma sólida, al tiempo que demuestran la prestación más rentable de sus servicios.Una red eléctrica inteligente óptima podría autocontrolarse en buena medida con ayuda de la tecnología de la infor-mación más reciente. Esto significa que sería capaz de aceptar cualquier tipo de fuente de generación, de suministrar a petición energía de cualquier calidad, de autodiagnosticarse y hasta de auto-rrepararse por medio del aprovecha-miento inteligente de las redundancias.Los gobiernos están actuando para ace-lerar proyectos de investigación, desa-rrollo y despliegue que lleven a la prác-tica esta visión de la gestión de redes activas. Son ejemplos la IntelliGrid lide-rada por el Instituto para la Investiga-ción de la Energía Eléctrica [1] y la Plata-forma Tecnológica Europea de Redes Inteligentes [2] promovida por la Comi-sión Europea 1 . ABB ha desempeñado una función decisiva en el liderazgo de este nuevo y fascinante campo domina-do por la tecnología, y ha participado decididamente en el desarrollo de la visión europea de la red inteligente.

Por término medio, la mayoría de los sistemas actuales de produc-

ción y transporte de energía eléctrica han perdido más del 60 % en forma de calor antes de empezar a entregar energía útil al usuario final. Un medio prometedor para reducir estas pérdi-das es la generación distribuida de la electricidad más cerca del usuario final. Esto ha llevado a un enorme incremento de la demanda de solucio-nes como la microgeneración en los hogares e industrias para conectarla con la calefacción y la refrigeración (microunidades combinadas de calor y electricidad [micro CHP]), con un aumento de la energía aprovechable de hasta el 85 %.Las fuentes renovables de generación local –eólicas, solares y micro CHP– plantean problemas nuevos y difíciles. Mientras que antes el flujo de la energía era unidireccional –desde la central de origen hasta el consumidor distribuido–, ahora hay que gestionar un flujo bidi-reccional de generación distribuida. Es-tas fuentes deben coordinarse en tiempo real con las unidades clásicas de genera-ción de la red. Los operadores de redes de distribución (ORD) afrontan ahora el reto de suministrar redes y servicios ca-paces de actuar con este nuevo paradig-ma, una cuestión que tradicionalmente se gestionaba en el ámbito del transporte.

De redes pasivas a redes activasEn consecuencia, las redes de distribu-ción están cambiando de las redes pasi-vas tradicionales (aquellas que se pro-yectaban para unas cargas de pico de-terminadas y para trabajar como redes que se montaban y se olvidaban) a otras más activas que se adaptan dinámica-mente para absorber las demandas cada vez mayores que se les imponen. Muchas pequeñas unidades generadoras podrían gestionarse como una sola fuente, llamada central eléctrica virtual (CEV). Los ORD podrían gestionar la conexión de electrodomésticos de línea blanca (por ejemplo, refrigeradores o congeladores) para disponer del control de cargas activas y reactivas en la red local, perfeccionando así la idea del contador inteligente.Las soluciones de almacenamiento de energía que alivian los problemas de limitación de capacidad pueden formar parte de lo que se contempla ahora como una red futura inteligente, basada en la gestión activa de la red (GAR) y

1 Visión de las redes futuras (según un informe de la UE sobre la Plataforma Tecnológica Europea de Redes Inteligentes). DG: generación distribuida; RES: recursos de energía renovable; DSM: gestión en el lado de la demanda.

Calidad, seguridad y fiabilidad especificadas por el usuario para la era digital

Gestión de energía local y coordinada e integración total

de la DG y los RES con una generación de energía

centralizada a gran escala

Generación distribuida, de pequeña extensión,

conectada cerca de los clientes finales

Estructuras legales coordinadas que faciliten

el comercio transfronterizo de energía y servicios de red

Ampliación, mantenimiento y explotación de la red, flexibles, optimizados y estratégicos

DSM flexible y servicios con valor añadido determinado por el cliente

Redes para el mañana




protocolo para los dispositivos de automatización de las líneas de alimentación existentes de los ORD.Además, ABB está desplegando un nuevo sistema de almacena-miento de energía en una sub-estación de EDF Energy donde la producción eólica se interco-necta con una red débil de me-dia tensión. El nuevo compen-sador dinámico de energía SVC Light Energy Storage es una combinación revolucionaria del SVC Light STATCOM2) de ABB con un sistema de baterías de CC de 6 kV, formado por pilas de almacenamiento de energía eficaces y respetuosas con el medio ambiente.

MicrorredesEste proyecto, apoyado por la UE, trata de identificar las oportunidades y resol-ver las dificultades derivadas de la proli-feración de microrredes en Europa. Una microrred es una interconexión autosufi-ciente y no estrictamente definida de generación distribuida, cargas industria-les y residenciales en una red de baja tensión sin conexión continua con una red mayor y más potente. Además, la creación de microrredes ad hoc a partir de bolsas aisladas de una red mayor ofrece la posibilidad de frenar los cortes en cascada a la par que se mantiene en línea las cargas críticas.

ADDRESSRedes de distribución activa con integra-ción plena de la demanda y los recursos de energía distribuidos (ADDRESS) es otro ambicioso proyecto en el que parti-cipan varias compañías, varios provee-dores de sistemas eléctricos y electrodo-mésticos de línea blanca, empresas de telecomunicaciones y numerosas univer-sidades. Su objetivo es desarrollar un marco comercial y técnico que permita realizar todas las ventajas de las redes activas con recursos distribuidos.

Gestión activa de redesLa gestión de redes actual se basa principalmente en un sistema SCADA centralizado que recopila regularmente

un proyecto de investigación y desarro-llo en colaboración patrocinado por el Consejo de Investigación en Ciencias Físicas e Ingeniería del Reino Unido (EPSRC) que trata de demostrar nuevos conceptos de explotación de las redes en el Reino Unido. Además de ABB, forman parte del consorcio dos opera-dores de redes (ScottishPower y EDF Energy) y siete universidades del Reino Unido, incluido el Imperial College de Londres.El objetivo de AuRA-NMS es demostrar las ventajas de una gestión de redes activa basada en una arquitectura distri-buida integrada en una infraestructura ya existente de control y material. Esto comprende el empleo de innovadoras baterías de almacenamiento para apro-vechar las ventajas de las oportunidades de comercio, el apoyo a la capacidad limitada de los tendidos aéreos y el control de la estabilidad de la red como respuesta a los distintos tipos de pro-ducción distribuida. El proyecto busca asimismo proporcionar soluciones auto-matizadas a la gestión de limitaciones complejas.La nueva Automatización de Estaciones de la serie COM 600 de ABB es el con-trolador del sistema de gestión de red empleado en el proyecto. Está diseñado para complementar la automatización de subestaciones y los sistemas de gestión de red, ya en servicio en Scottish-Power y EDF Energy. La serie COM 600 ofrece interoperabilidad y la posibilidad de ampliación mediante el cumplimiento de la norma IEC 61850, y proporciona un cierto grado de apoyo al antiguo

tos proceden de distintas fuentes y sistemas (por ejem-plo, SCADA1)) y la plataforma del mercado energético, y son tanto históricos como en tiempo real, con tasas de muestreo que varían según los requisitos funcionales y de comunicación. En el nuevo sistema ITC se debe encontrar un equilibrio entre la multiplicación de los sen-sores y las estimaciones com-plejas del estado para mante-ner bajos los costes.El siguiente desafío es inte-grar la nueva arquitectura ICT con la infraestructura ya insta-lada de las eléctricas. Muchos ORD están explotando infra-estructuras eléctricas y de ICT que tienen al menos 10 años y no se ajustan al gran volumen de datos que exige la GAR. El empleo de diferentes normas de transmisión de datos y el an-cho de banda insuficiente de los canales de comunicación obstaculizan la im-plantación de redes inteligentes en un futuro próximo.

Además de gestionar el funcionamiento técnico de una red inteligente, la GAR debe mantener las numerosas tareas administrativas de los operadores de la red. En una red inteligente, los opera-dores de las unidades de generación y los proveedores de infraestructuras de distribución son entidades jurídicas distintas con la misma necesidad de automatizar los procedimientos conta-bles de su actividad.

El camino hacia el futuroLa construcción de la próxima genera-ción de redes activas de suministro eléctrico exige una combinación de tecnologías nuevas y en uso desplega-das de una forma nueva, infraestructuras existentes aprovechadas de forma ópti-ma y cambios en las prácticas operativas de las compañías eléctricas. En un con-texto de investigación y desarrollo tan complejo y en el que confluyen muchos intereses sólo se puede avanzar colabo-rando en equipo. ABB participa en los proyectos descritos a continuación, ba-sados todos en el trabajo en equipo.

AuRA-NMSAuRA-NMS (Sistemas de Gestión de Redes Activas Regionales Autónomas) es

2 a Flujo unidireccional; b flujo inverso únicamente en una sección de línea de alimentación de 11 kV; y c flujo inverso a través de un transformador 33 kV / 11 kV

a b c

MV 33 kV

11 kV

MV 33 kV

11 kV

1

MV 33 kV

11 kV

1

2

Notas a pie de página1) SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition

(Control de supervisión y adquisición de datos).2) STATCOM: compensador estático.




3 presenta un ejemplo de gestión de red activa basado en el control descen-tralizado. El controlador de subestación inteligente, que se instala en varias sub-estaciones de media tensión, dispone de funciones de pasarela, es decir, puede traducir los datos del protocolo de co-municaciones del proceso al protocolo de comunicaciones del centro de con-trol de red, y viceversa. Además, estos controladores tienen inteligencia distri-buida.

Primeros pasosEl método altamente integrado y multifacético de construcción de una red inteligente sólo se puede gestionar con la colaboración de todas las partes interesadas. Una porción pequeña pero importante de esta cooperación corres-ponde a los sistemas de automatización inteligentes para las redes de distribu-ción y, además, a la implantación de la gestión de la red activa. ABB está ha-ciendo importantes contribuciones en todos los aspectos de este trabajo, apor-tando nuevos dispositivos que mejoran el suministro de energía local e investi-gando las tecnologías de comunicación y control que están en la base de un sistema distribuido inteligente.

Cherry Yuen


Baden-Dättwil, Suiza

[email protected]

Duncan Botting

Tecnologías eléctricas de ABB

Stone, Reino Unido

[email protected]

Andrew D.B. Paice



[email protected]

John Finney


Raleigh, EE.UU.

[email protected]

Otto Preiss



[email protected]

Referencias

[1] www.epri.com/IntelliGrid (noviembre 2007)

[2] www.smartgrids.eu (noviembre 2007)

reducida, que garantice un funciona-miento local óptimo. Los controladores centralizados tienen la inteligencia sufi-ciente para coordinarse entre sí para asegurar un funcionamiento conjunto fiable.Alguna de estas nuevas funciones ahora necesarias son similares a las presentes en el sistema de gestión de energía (EMS) actual; por ejemplo, el análisis combinado de flujo-carga y la predic-ción de la producción, aunque ahora se deben utilizar a escala local. Aún más importante: en vez de responder de forma pasiva a los sucesos de la red de distribución, una red activa debe prede-cir (basándose en la información conti-nua y de tendencias) lo que probable-mente ocurrirá y actuar por anticipado a partir de los datos. Esta predicción se aplica tanto a la generación como a la carga.Otra función importante de una red activa es la posibilidad de adaptar los ajustes de los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED) –relés de protección, por ejemplo– en función de los estados de funcionamiento de la red en tiempo real. Los relés clásicos admiten muy pocos ajustes de autoadaptación a las condiciones de flujo de la energía, pero la integración de la generación distribui-da exige un número mayor de ajustes para gestionar la red de forma eficaz y fiable en tiempo real. Esto se materializa en unos ajustes dinámicos más sofistica-dos, basados en los datos en línea y en la coordinación meticulosa de todos los relés afectados.

las mediciones efectuadas en línea des-de puntos de telemetría de la red de distribución. La infraestructura clásica de comunicaciones de los sistemas SCADA se ha diseñado para que recoja datos una o dos veces por minuto y envíe ór-denes de control cuando sea necesario. Las aplicaciones actuales no han necesi-tado una tasa mayor de adquisición de datos. Pero estas tasas de adquisición tan reducidas son insuficientes cuando hay que gestionar redes más complejas de generación distribuida.

Para resolver este problema se puede mejorar la infraestructura de comunica-ciones para aumentar la tasa de adquisi-ción de datos o almacenar los datos de las mediciones en línea en una subesta-ción local e intercambiar los datos rele-vantes entre las subestaciones a fin de ejecutar aplicaciones sofisticadas en tiempo real. La cantidad de datos alma-cenada es menor que la conservada en la base de datos de SCADA, ya que cada subestación es responsable únicamente de su propia parte de la red. Así se pueden guardar datos con una frecuen-cia mayor, por ejemplo, una vez por segundo o por microsegundo, según la aplicación. Puesto que la mayoría de los datos se guardan localmente, disminuye la demanda de comunicaciones entre las subestaciones y los centros de control de la red.Este prometedor método requiere unos algoritmos descentralizados que se inte-gren sin solución de continuidad en una función de control SCADA central, ahora

3 Un sistema de gestión activa basado en el control descentralizado

Turbina eólica Almacena-

miento de energía a media tensión

Automatización avanzada de

líneas de alimentación

Controlador inteligente de subestación

Integración de DG Inteligencia distribuida

Otras subestaciones de media tensión

Centro de control de red

Panel fotovoltáico Calor y

energía combinados

Baja tensión

LV


Cuando pensamos en los métodos mediante los que el combustible primario que se encuentra en minas y yacimientos se transforma en la electrici-dad que hace que funcione nuestro alumbrado, solemos considerar los diversos pasos del proce-so de extracción y transformación. Pero la optimi-zación de este proceso es incompleta si no se tiene en cuenta otro aspecto: el transporte.

¿Se deben construir las centrales cerca de los centros de carga, llevando allí el combustible de forma mecánica (por ejemplo, por ferrocarril, barco o tubería), o es más práctico producir la electrici-dad cerca de los yacimientos de energía primaria y utilizar el tendido eléctrico para la transmisión masiva de la electricidad?

Los estudios de la Agencia Interna-cional de la Energía indican que la

demanda global de energía eléctrica se duplicará de aquí al 2030. El car-bón y el gas natural constituirán las fuentes mundiales de energía eléctrica que más crecerán, y acumularán alre-dedor del 70 % del aumento de la pro-ducción de electricidad los próximos 30 años 1 . Puesto que las fuentes de energía primaria suelen estar lejos de los centros de carga y de población, su explotación suele requerir la trans-misión masiva de energía eléctrica (>500 MW) o el transporte equivalente de recursos de energía primaria a lo largo de grandes distancias (>100 km). El Cuadro 1 recoge distintos supuestos de transporte. Corresponden a distin-tos grados de eficacia, fiabilidad y seguridad ambiental. Estos supuestos se caracterizan por el tipo de recurso energético primario utilizado y por el


¿Transporte o transmisión?¿Debemos transportar los recursos de energía primarios, o transmitirlos en forma de electricidad?Alexandre Oudalov, Muhamad Reza


¿Transporte o transmisión?


material móvil. El coste de la externali-zación es un indicador aislado que agru-pa los costes de las emisiones a la at-mósfera de todos los contaminantes de la opción de que se trate.Por ejemplo, el coste anual de la exter-nalización de las emisiones de CO

2 en

el caso de la transmisión de electricidad combinada con la generación por com-bustión de carbón en bocamina se cal-cula a partir de: El factor de emisión en toneladas de CO

2 por tonelada de carbón quemado.

La eficacia de la reducción de las emisiones de CO

2 de la planta de

carbón (influye en los costes de capital y explotación). El consumo de carbón en toneladas por año.

La estimación de los impuestos futu-ros sobre emisiones por tonelada de CO

2.

Los impuestos por emisiones al aire sue-len reflejar los efectos sanitarios y am-bientales de los contaminantes gravados.

Cuadro 2 . Junto con el coste de la electri-cidad en el punto de suministro al cen-tro de carga, estos índices se utilizan pa-ra clasificar las opciones de transporte.

Efecto sobre la contaminación atmosféricaVeremos aquí una estimación de los costes externalizados con un ejemplo de contaminación atmosférica. La conta-minación del aire por la producción y el transporte de energía incluye los con-taminantes emitidos por la combustión de recursos energéticos primarios en la central y por los motores del material móvil, más los liberados por la combus-tión de los recursos energéticos prima-rios añadidos necesarios para cubrir las pérdidas por transmisión. En el estudio se consideraron el CO

2 para el cambio

climático general, el NOx y SO

2 para la

lluvia ácida, y los aerosoles y partículas en suspensión (PM), además de las distintas posibilidades de captura de las emisiones al aire de las centrales y el

Cuadro 1 Distintos supuestos de transporte masivo de energía

Recurso energético primario

Traslado del combustible por

Cable Ferrocarril Gabarra Barco Tubería Camión Cinta

Carbón

HVAC HVDC

Tren Remolque BarcoPasta, pastillas

de carbón, gas sintético

No es práctico para >100 km

No es práctico para >50 km

Gas natural

No es prácticoBarco GNL

Aérea, subterránea

No es prácticoFísicamente imposible

sistema de transporte utilizado.Los métodos adoptados para trasladar los recursos energéticos primarios a las centrales y para trasladar la energía eléc-trica a los centros de carga se determi-nan mediante un proceso de decisión complicado y dependen (entre otros factores) de la cantidad de energía que hay que trasladar, la distancia que debe recorrerse, los costes de capital y de explotación del sistema de transporte y la infraestructura existente [1-3]. Influye también el coste de la externalización, vinculado con las consecuencias am-bientales y sociales del transporte de la energía. Aquí se analiza la posición de las tecnologías por “cable” de ABB (HVDC y HVAC) con respecto a diversos métodos de transporte de la energía pri-maria y la generación de la electricidad cerca de los centros de carga.

Modelo de transporte masivo de energíaSe elaboró un modelo de transporte masivo de energía (BET) con todas las combinaciones relevantes de supuestos y tecnologías, teniendo en cuenta las técnicas habituales de análisis del coste del ciclo de vida con valoración econó-mica de las externalidades y análisis de sensibilidad. En 2 se ilustran los compo-nentes principales del modelo BET para comparar distintas opciones de transpor-te de energía (más detalles en [4]). El análisis del transporte masivo considera la transmisión de energía eléctrica y el transporte de recursos energéticos pri-marios. El coste de cada opción de transporte se compone de costes de capital, de explotación y de externalidad

2 Modelo de transporte masivo de energía

Transmisión de energía eléctrica

infraestructura de transporte

infraestructura de transporte

fija

PP+

RS+

SSPPPR

PR S

TR

TR

S PP LRS

L

fija

fija

variable

variable

variable

coste de capital

coste de explotación

material móvil

material móvil

central eléctrica

emisiones al aire

seguridad

impacto acústico

impacto visual

fiabilidad

impacto electromag-

nético

central eléctrica

coste exter-nalización

coste total

Transporte de recursos energéticos primarios

PR Recursos energéticos primariosPP Central eléctricaTR Sistema de transporte masivo de energíaS Estación (convertidor, transformador, Recursos de carga/descarga)

PP+ Central eléctrica para compensar las pérdidas por transmisiónL Carga eléctricaRS Material móvilRS+ Sistema de alimentación para combustible

1 Generación de electricidad mundial por combustible, 2004-2030, Fuente: AIE, 2006

Petróleo Renovables Carbón Nuclear Gas natural

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

TWh

2004 2030




(o del envío de los recursos energéticos primarios necesarios para producir 1.000 MW) a una distancia de 1.000 km. En esta primera fase del análisis se supone que: Los costes externalizados no están incluidos en el caso de la práctica habitual (BAU).

Se conocen todos los datos necesarios de costes de capital y explotación.

No hay tendidos de ferrocarril, línea de transporte de electricidad ni ga-soducto, sino que hay que construir-los.

En 4 se ilustra el coste de la electricidad en el centro de carga, incluyendo la ge-neración y el transporte de la energía. Al comparar los distintos supuestos de transporte masivo de energía en el caso BAU se deduce que: Su clasificación depende principal-mente del coste de capital.

Los tendidos aéreos HVDC ofrecen el coste más bajo para la electricidad.

El coste de explotación es el principal componente de la opción de carbón por ferrocarril.

El cable HVDC subterráneo es la opción más costosa.

El caso BAU demostró que la transmi-sión por tendido aéreo HVDC es más ventajosa que el transporte de recursos energéticos primarios al centro de carga y producción local de la energía eléctrica.

supuestos de transporte de energía defi-nidos de acuerdo con las últimas tecno-logías y el uso típico en el territorio continental. Estos supuestos correspon-den al transporte de energía desde una mina de carbón (carbón subbituminoso pobre en azufre) al centro de carga con los medios siguientes 3 : Carbón por cable (tendidos aéreos HVAC y HVDC y cable VDC) conecta-dos a una central eléctrica de carbón en bocamina.

Carbón por ferrocarril combinado con una central eléctrica de combustión de carbón próxima al centro de carga.

Carbón a gas natural sintético (metani-zación) por gasoducto combinado con una central de combustión de gas próxima al centro de carga.

Este estudio se basa en el supuesto del transporte de 1.000 MW de electricidad

En la actualidad alcanzan los 25-40 dóla-res por tonelada de CO

2 en algunos

países [5]. Teniendo en cuenta que las emisiones de CO

2 tienen un efecto

medioambiental global, el impuesto por emisiones no depende de la situación geográfica de la central eléctrica ni de la infraestructura de transporte de energía dentro de un área de reglamentación ambiental dada. Sin embargo, los otros contaminantes considerados tienen un importante efecto ambiental local. Así pues, las centrales y las infraestructuras para el transporte de energía situadas cerca de los centros de carga están sujetas a impuestos por emisiones mu-cho mayores que las correspondientes a zonas aisladas.

Estudio de un casoAquí se presenta el resultado de un análisis comparativo de un conjunto de

Cuadro 2 Componentes del modelo BET: costes de capital, explotación y externalización.

Modelo Central eléctricaInfraestructura de transporte Material móvil

Fija Variable Fijo Variable

El coste de capital está ligado a la producción,

la construcción y el desmantelamiento de la

infraestructura.

Capacidad de la central eléctrica. Varía para cada

supuesto de transporte de energía debido a las caracterís-

ticas y a la energía añadida necesaria para compensar las

pérdidas por transmisión.

Instalaciones de carga o descarga de recursos energéti-cos primarios o estaciones de convertidor y transformador en

ambos extremos de la ruta.

Ruta de transporte: tendido de la vía, del tubo,

del cable o de la línea aérea de alta tensión

Material móvil: trenes, remolques, barcos

El coste de explotación está ligado a la producción y trans-porte de los recursos energéti-cos primarios, la producción y la transmisión de electricidad

y la compensación de las pérdidas.

Coste de combustible y mantenimiento

Pérdidas eléctricas en las estaciones de convertidor y transformador o recursos

energéticos primarios perdidos durante la carga o descarga

del material móvil más coste de mantenimiento

Pérdidas eléctricas en los conductores o recursos

energéticos primarios perdidos durante el transporte más coste

de mantenimiento

Coste de mantenimiento

Coste del combustible

El coste externalizado está relacionado con las consecuencias ambientales y sociales del transporte masivo de energía. Si las disposiciones ambientales excluyen todas las externalidades, estos costes serán nulos. Pero para la normativa medioambiental no es eficaz eliminar todas las externalidades. Por el contrario, se debe fijar una norma en

la que el beneficio social marginal de la reducción iguale al coste social marginal. En ese punto todavía habrá externalidades que habrá que considerar en las decisiones sobre el transporte. Incluso suponiendo que la normativa medioambiental esté correctamente definida, las demás externalidades pueden influir en la elección de una opción para el

BET en vez de otra; por ejemplo, un cable subterráneo para la transmisión en lugar de un tendido aéreo. En el modelo BET, las emisiones contaminantes del aire, la seguridad, el ruido acústico, el efecto visual (estética) y el impacto de EMF se consideran componentes del coste externalizado.

3 Supuestos de transporte masivo de energía

Gasificación

Generación por combustión del car-

bón en bocamina

Mina de carbón

Cable

Centro de carga

Generación por combustión local del carbón en turbina de gas de

ciclo combinado (CCGT)Conducción por tubería

Vía férrea




aumenta la competitividad de las tecnologías de cable (se tienen presentes los costes de captura de CO

2).

De acuerdo con el modelo BET, la repercusión de los costes externalizados en el transporte masivo de energía muestra que la transformación inicial del carbón en electrici-dad y su transporte con tecno-logía HVDC supone una im-portante mejora sobre el trans-porte tradicional por tierra de los recursos energéticos primarios. Las tecnologías HVDC proporcionan posibili-dades estratégicas de reduc-ción de los costes externaliza-dos. Los autores creen que es muy probable que el transpor-te masivo de energía a gran distancia cambie de la movili-zación de recursos energéticos primarios a la transmisión de energía eléctrica.

Hay que tener en cuenta que los datos de entrada aquí utilizados están afectados por cierta incertidumbre.

Alexandre Oudalov



[email protected]

Muhamad Reza


Västerås, Suecia

[email protected]

ficado y gasoducto sólo si el “punto de equilibrio del impuesto sobre emisiones de CO

2” sube hasta 300 dólares por to-

nelada de CO2 6 . Además, el tendido

aéreo HVAC será una opción más cara que la del carbón por ferrocarril con un impuesto de 1.300 dólares por tonelada de CO

2. Por tanto, la captura de CO

2

A continuación se tuvieron en cuenta los costes externaliza-dos (en particular las emisio-nes de CO

2) para clasificar las

diversas opciones de transpor-te. En 5 se ilustra la variación del coste de la electricidad en el centro de carga según la variación del impuesto sobre emisiones de CO

2 en un su-

puesto sin captura del CO2.

El extremo izquierdo corres-ponde al supuesto de impues-to nulo (idéntico al caso BAU). A partir de ahí, el coste de la electricidad aumenta con el impuesto sobre el CO

2 para

todas las opciones. El cable HVDC subterráneo presenta el coste más alto debido a la mayor cantidad de carbón que hay que quemar para compen-sar las pérdidas en el transpor-te de electricidad. Un tendido aéreo HVDC es la opción más barata con un impuesto infe-rior a 100 dólares por tonelada de CO

2, pero puede ser supe-

rada por la opción de transfor-mación de carbón a gas con conducción por gasoducto cuando se alcanza el “punto de equilibrio del impuesto sobre emisiones de CO

2” de

100 dólares por tonelada de CO

2. La opción de carbón por

ferrocarril es más económica que el tendido HVAC aéreo cuando el impuesto llega a 150 dólares por tonelada de CO

2. Los impuestos por emi-

siones de CO2 en Europa son

ahora del orden de 25-40 dó-lares por tonelada de CO

2.

Un impuesto muy alto sobre emisiones de CO

2 hace económicamente interesan-

te la captura de CO2. La captura y el al-

macenamiento en un yacimiento próxi-mo del 80 % de las emisiones de CO

2

(un límite justificable económicamente) hace que el tendido aéreo HVDC se vea superado por la opción de carbón gasi-

Referencias

[1] Bahrman, M.; Johnson, B, (2007) The ABCs of HVDC Transmission Technologies, revista IEEE Power & Energy, n.º 3/4, pp. 32–44.

[2] Clerici, A.; Longhi, A., (1998) Competitive Electricity Transmission System as an Alternative to Pipeline Gas Transport for Electricity Delivery, Actas del XVII Congreso

Mundial de la Energía, Houston, TX, EE.UU.

[3] Bergerson, J.; Lave, L., (2005). Should We Transport Coal, Gas, or Electricity: Cost, Efficiency, and Environmental Implications, Environmental Science & Technology,

Vol. 39, No. 16, 5905-5910.

[4] Oudalov, A.; Reza, M., (2007). Externality Implication on Bulk Energy Transport, Actas de la XXVII Conferencia de la Asociación de EE.UU. para la Economía de la

Energía), Houston, TX, EE.UU.

[5] Mercado Europeo de Intercambio de Energía, cuotas de CO2 en la UE para 2007–2008, www.eex.en (noviembre de 2007).

4 Coste de la electricidad en el centro de carga (caso BAU)

Tubería (gasificación de carbón)HVDC OHL 600 kV

(tendido aéreo de alta tensión y corriente

continua)

3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5

HVAC OHL 750 kV

HVDC UG 500 kV (línea enterrada de alta

tensión y corrientecontinua)

Ferrocarril

¢/kWh

5 Influencia del impuesto sobre emisiones de CO2 en el coste de la electricidad en el centro de carga

30,0

25,0

20,0

15,0

10,0

5,0

0,00 20 40 60 80 100 120 140

HVAC > ferrocarril

Ferrocarril sin contar tendido AC OH 750 kV DC OH 600 kV DC UG 500 kV Conducción por

tubería (gasificación)

HVDC > tubería

cost

e de

la e

lect

ricid

ad, ¢

/kW

h

tasas por CO2, $/ton

6 Punto de equilibrio de la tasa de emisiones de CO2 para tendido aéreo HVDC y transformación de carbón a gas por conducción de tubería para 0 y 80 % de captura de CO2.

55

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

00 50 100 150 200 250 300 350

cost

e de

la e

lect

ricid

ad, ¢

/kW

h

tasa de CO2, $/ton

DC OH 600 kV tubería (gasificación)

HVDC > tubería

HVDC > tubería

80 % captura de CO2

0 % captura de CO2

Revista ABB 1/2008

Extracción y generación

El suministro de energía eléctrica y otras formas de energía consumible comienza con la exploración de las fuentes de energía primaria. Éstas se encuentran a menudo en lugares remotos y su explotación impone considerables retos a las compañías exploradoras. Las plataformas petrolíferas y de gas constituyen un ejemplo significativo de dichos luga-res, en los que son fundamentales la seguridad, las limitaciones ambien-tales y la economía durante el ciclo de vida útil. Con HVDC Light®, ABB ofrece la solución más económica con la menor huella ambiental para suministrar energía a estas platafor-mas.

Suministro de energía eléctrica a las plataformasConexión de plataformas de petróleo y gas a las redes eléctricas de territorios continentalesRahul Chokhawala

52


Suministro de energía eléctrica a las plataformas


energía reactiva, que debe ser compensada, por ejemplo, con compensadores de energía reactiva de punto medio o por compensadores de energía reactiva estáticos.

Es necesario evaluar y mitigar los aspectos dinámicos relacio-nados con cables de corriente alterna a larga distancia. Por ejemplo, la presencia de gran-des capacitancias en cables en series con reactancia de mag-netización de los transforma-dores podría producir ferrorre-

sonancia durante la activación de la lí-nea, y también posibles fallos. Además, las caídas momentáneas de tensión debidas a anomalías de la red en tierra se amplifican mientras se propagan por cables largos, disparando posiblemente equipos sensibles en la plataforma marina.

Por otra parte, los sistemas de transmi-sión por cable en corriente continua son inmunes, por lo general, a los inconve-nientes asociados a los cables a gran distancia en corriente alterna. En efecto, los sistemas de corriente continua de alta tensión (HVDC) basados en los convertidores de fuente de tensión (VSC) están diseñados para transmitir grandes cantidades de energía por cable a grandes distancias. Así pues, se obvió una importante limitación de distancia

es raro que una plataforma que consu-ma 100 MW tenga cinco o seis turbinas de gas, dadas las necesidades de dupli-cación y las aplicaciones individuales que precisan de accionamiento directo por turbinas de gas.

Los cables de corriente alterna que transportan energía a las instalaciones de alta mar constituyen una tecnología probada, y normalmente suministran energía a plataformas situadas a decenas de kilómetros. Para mayores distancias, la transmisión por cable en corriente alterna supone un problema, al cobrar importancia distintos aspectos inheren-tes a los sistemas en corriente alterna. Los cables coaxiales forman capacitancia distribuida que aumenta con la longitud de los cables. En los sistemas de corrie-nte alterna, la capacitancia genera

2 Corriente continua a alta tensión en la plataforma Troll-A de Statoil

El responsable de la explotación de una

plataforma tiene dos opcio-nes para suministrar energía a toda la maquinaria local: generar electricidad in situ con turbinas de gas que impulsen generadores, o recibir electricidad desde la costa mediante cables submarinos. Aunque parece lógico utilizar el gas produci-do en la plataforma para hacer funcionar las turbinas de gas locales, en la mayoría de los casos ésta no es la solución más económica.

Las turbinas de gas (TG) son esencial-mente motores giratorios que extraen la energía de una corriente de gas caliente producida por la combustión de gas o de fueloil. La potencia en el eje genera-da de esta forma impulsa los generado-res para producir energía. El proceso de producir electricidad conlleva combus-tión, compresión, intercambio de calor y rotación, lo que supone la necesidad de disponer de un equipo que, además de consumir una gran cantidad de com-bustible, requiere un considerable es-fuerzo de explotación y mantenimiento.

Las turbinas de gas que se instalan en alta mar son, por lo general, de ciclo simple, dadas las limitaciones de peso y espacio que imponen las plataformas. Las turbinas de gas de ciclo simple tie-nen unas eficiencias de conversión de energía notablemente bajas, en especial cuando funcionan por debajo de su ca-pacidad plena, como sucede a menudo. La mejor eficiencia operativa de genera-ción con turbinas de gas es del orden de sólo el 25 – 30 %. Considerando la re-lación ideal de conversión de energía de combustible a electricidad para gas na-tural normal de 10,8 kWh/m3, al quemar un metro cúbico de gas natural se pro-ducen sólo unos 3 kWh de electricidad, y al mismo tiempo se emiten 2 kg de CO

2. Una plataforma con una capacidad

de generación de 100 MW emitiría nor-malmente más de 500.000 toneladas de CO

2 al año, además de unas 300 tonela-

das de óxido de nitrógeno (NOx), un

gas corrosivo tanto para el medio am-biente como para la salud humana.Los trabajos de explotación y manteni-miento son proporcionales al número de turbinas de gas de la plataforma. No

1 Principales componentes de un sistema HVDC (corriente continua en alta tensión) basado en VSC (convertidor de fuente de tensión)

Convertidores electrónicos de potencia en estado sólido

Estación rectificadora en tierra

Estación inversora marina

Cables de corriente continua

De corriente alterna a corriente continua

Red

de

sum

inis

tro

Red

rec

epto

ra m

arin

a

De corriente continua a corriente alterna

Entrada de corriente alterna desde la red en tierra

Salida sintetizada de corriente alterna en la plataforma marina




Desarrollo de un campoEl desarrollo de un campo nuevo permite un enfoque original con poco o ningún gasto en demolición o retirada de equipos existentes. El HVDC Light® de Troll-A es un excelente ejemplo en el que la necesidad de precomprimir el gas para su transporte por gasoducto aumentó debido a una disminución de presión en el yacimiento en los años anteriores de producción [3].

El nuevo desarrollo de un campo puede necesitar también energía adicional y puede o no requerir trabajos de demoli-ción para retirar los equipos de genera-ción existentes. El HVDC Light® de Valhall fue parte de un proyecto de nuevo desarrollo en el que el responsa-ble de la explotación del campo, BP, decidió retirar la turbina de gas existen-te y depender únicamente de la energía procedente de la costa (PFS), incremen-tando la capacidad de suministro de energía hasta el valor necesario [4].

Un tercer tipo de nuevo desarrollo consiste en la electrificación de una plataforma o de un grupo de campos.

AplicacionesSi un compresor funciona mediante un impulso de velocidad variable para alcanzar el objetivo de rendimiento del proceso, un suministro de energía en HVDC, junto con un motor de alta tensión, sería la solución perfecta, como sucedió en el proyecto de precompre-sión de Troll-A [5].Una aplicación puede necesitar el arranque directo en línea de los motores

ma, desarrollado inicialmente para aplicaciones en tierra, se aplicó en 1997 en la isla de Gotland en Suecia, conec-tando generadores eólicos en el sur a la red de la isla en el norte. Desde enton-ces se han instalado en el mundo ocho sistemas similares para aplicaciones en tierra, con un total de casi 1.200 MW y 500 km. La primera versión en alta mar de HVDC Light® se implantó en 2005 en el Mar del Norte, en la plataforma gigan-te de gas Troll-A de Statoil 2 . La siguiente aplicación de HVDC Light® está prevista en el campo Valhall de BP, también en el Mar del Norte, cuya entrada en servi-cio está prevista para 2009.

Los convertidores eléctricos HVDC Light® están basados en los semiconductores de potencia de Transistores Bipolares de Puerta Aislada (IGBT) con frecuencia de conmutación de hasta 2.000 Hz al sintetizar la salida sinusoidal en corriente alterna. Las necesidades de mantenimiento son pequeñas compara-das con una turbina de gas, ya que están determinadas por equipos conven-cionales, como disyuntores en corriente alterna y sistemas de refrigeración.

La solución óptimaAl seleccionar el suministro de energía para una plataforma, el operador debe tener en cuenta distintos criterios: Mejora o ampliación de instalaciones nuevas o reacondicionadas

Aplicación de la energía en la plataforma

Normativa local Coste de instalación Coste de explotación

por cable con la llegada de la transmi-sión HVDC basada en VSC para las apli-caciones en alta mar [1,2].

La principal diferencia entre la transmi-sión en corriente continua y en corriente alterna es la presencia de un convertidor de CA a CC que rectifica la red de tierra en CA a CC para la transmisión, y la presencia de un convertidor de CC a CA en el punto de consumo 1 . Aunque los convertidores aumentan el coste del sistema en CC, el número de cables precisos se reduce de tres a dos al pasar de CA a CC. Esta reducción, combinada con la menor sección de los cables de CC debido a la inherente mayor eficien-cia de utilización, supone un ahorro de coste de cables que puede compensar sobradamente el coste del convertidor a medida que aumenta la distancia de los cables.

HVDC Light® es un sistema de transmi-sión por cable que utiliza la tecnología HVDC de ABB basada en VSC. El siste-

3 CAPEX – “Ventana de oportunidad”

Pot

enci

a en

MW

Longitud de cable, km

Transmisión en corriente continua

Tran

smis

ión

en c

orrie

nte

alte

rna

Turbinas de gas

4 Parámetros de gastos operativos (OPEX) durante el ciclo de vida

Parámetros de OPEX NCS Media

Precio de la energía al por mayor 46,7 66,7 $/MWh

Valor de las ventas de combustible 0,24 0,24 $/Sm3

Pérdidas en convertidores HVDC Light 4% 4%

Pérdidas en cables HVDC Light 4–6% 4–6%

Conversión de combustible a electricidad a una eficiencia del 100%

10,8 10,8 KWh/Sm3

Eficiencia de la turbina de gas 40% 30%

Emisión de CO2 a una eficiencia del 100% 0,21 0,21

Impuesto o valor de cambio de CO2 56,3 16,7 $/ton

Relación de emisión de NOX 0,4 0,4 kg/kWh

Impuesto de NOX (en un horizonte de 20 años) 7,5 2,5 $/kg

Costes de funcionamiento y mantenimiento de turbinas de gas por uni-dad de 25 MW [+ WHR (recuperación de calor residual) + ST en NCS]

2,5 1,7 M $/año

Sistema de explotación y mantenimiento HVDC Light (todas las medidas) 0,7 0,7 M $/año

Funcionamiento y mantenimiento de sistema 20 20 años

Tipos de interés (valor actual neto) 7% 7%




(por ejemplo, en el Valhall de BP). Esto puede suponer simplemente el diseño de un sistema HVDC basado en VSC. Sin embargo, para turbinas de gas y soluciones PFS en corriente alterna, se necesitarían en la plataforma dispositi-vos como los arrancadores suaves.

Normativa localLa legislación desempeña un importante papel en la instalación en alta mar de equipos eficientes, seguros y respetuo-sos con el medio ambiente. En Noruega, la instalación de equipos que aumentan la eficiencia, como las unidades de recu-peración de calor residual (WHR) y los generadores de turbinas de vapor (ST), es obligatoria en nuevas instalaciones marinas de turbinas de gas. La mejora de eficiencia necesaria para turbinas de gas de ciclo simple, desde el 25 – 30 % normalmente hasta cerca del 40 %, redu-ce el consumo de combustible y las emisiones de gas de efecto invernadero sometidas a impuestos, pero aumenta los costes de explotación y manteni-miento. La WHR y los ST aumentarán también los gastos iniciales de capital, así como las necesidades de espacio y peso en una plataforma. Estas normati-vas tienen una influencia claramente favorable en la consideración de PFS.

Inversión inicial de capital (CAPEX)En una determinada zona de desarrollo, aplicación y reglamentación local, la es-timación de la inversión inicial depende de los factores del sistema primario, es decir, de los MW nominales y de los kilómetros instalados de cable. Juntos forman un patrón para las denominadas “ventanas de oportunidad” 3 .

Para una determinada distancia de transmisión, la transición de inversión

de capital (CAPEX) entre PFS y turbinas de gas en corriente continua depende en gran medida de la capacidad de alimentación que vaya a instalarse. Con unas mayores necesidades de energía, la opción PFS en corriente continua es más favorable. Mientras que HVDC Light® está dimensionada para cubrir cualquier valor (hasta 1.000 MW), las unidades de turbinas de gas se multipli-can en número hasta alcanzar el nivel deseado. Además, los gastos de explotación y mantenimiento de la turbina de gas aumentan con el número de turbinas de gas, pero permanecen aproximadamente al mismo nivel bajo para HVDC Light® [6,7].

Cuanto mayores son las distancias, mejor resulta la solución en corriente continua cuando los costes adicionales de conversión se pueden compensar con los menores costes de cable.

La evaluación económica de las soluciones competidoras de suministro de energía requiere un conocimiento profundo de los gastos de capital y de otros gastos iniciales, así como de los parámetros que influyen en los gastos operativos del ciclo de vida (LC OPEX), específicos para cada proyecto. Estos costes deben analizarse caso por caso.

A diferencia de los datos CAPEX, patentados, los datos OPEX están ampliamente disponibles en fuentes públicas de datos. Sobre la base de esta gran cantidad de datos publicados es posible efectuar una comparación de LC OPEX para soluciones basadas en turbi-nas de gas y en PFS. La comparación se efectúa considerando tres grupos de parámetros: 25 MW/50 km, 100 MW/100 km y 250 MW/300 km. Cada uno de estos casos se analiza para Noruega y el “promedio”. Este último valor se refiere a regiones como la Unión Europea, donde las emisiones de gases de efecto invernadero o la normativa sobre eficiencia son más moderadas y el coste de la electricidad es más alto que en Noruega.

Los principales componentes de LC OPEX son los costes de combustible y de mano de obra para explotación y mantenimiento en alta mar. Otros costes están relacionados con los gases de efecto invernadero, en forma de impuestos locales, como en Noruega, o de valor de cambio, como en la Unión Europea. LC OPEX constituye una parte sustancial del coste total y se debe incluir en cualquier cálculo de coste durante el ciclo de vida para los sistemas energéticos en estudio.

5 Costes OPEX durante el ciclo de vida: 100 MW, 100 km, Noruega

Costes OPEX durante el ciclo de vida - NCS 100 MW, 100 km:

GT PFS

M $ M $

Costes de combustible de gas natural o de la electricidad

552 505

Impuesto de CO2 294 0

Impuesto de NOX 30 0

Costes de funcionamiento y mantenimiento

113 8

Costes totales OPEX durante el ciclo de vida

988 513

6 Costes OPEX durante el ciclo de vida: 100 MW, 100 km, “promedio”

Costes OPEX durante el ciclo de vida - Media 100 MW, 100 km:

GT PFS

M $ M $

Costes de combustible de gas natural o de la electricidad

736 722

Impuesto de CO2 116 0

Impuesto de NOX 10 0

Costes de funcionamiento y mantenimiento

76 8

Costes OPEX totales du-rante el ciclo de vida

937 729

7 OPEX durante el ciclo de vida para Noruega: GT frente a PFS

OPEX durante el ciclo de vida: NSC

MW

GT PFS

2500

2000

1500

1000

500

00 50 100 150 200 250 300

M $

8 OPEX durante el ciclo de vida para regiones “promedio”: GT frente a PFS

OPEX durante el ciclo de vida: Media

MW

GT PFS

2500

2000

1500

1000

500

00 50 100 150 200 250 300

M $




En 7 y 8 se presenta LC OPEX en función de la potencia para Noruega y para las regiones “promedio”.

El ahorro en LC OPEX cuando se utiliza PFS en lugar de turbinas de gas es significativo para todos los casos consi-derados 9 . Los ahorros en emisiones en alta mar de gases de efecto invernadero asociados con generación basada en turbinas de gas son también notables utilizando soluciones PFS 10 11 .

PFS: una alternativa atractivaLos ejemplos expuestos muestran claramente que el abastecimiento de energía a plataformas desde tierra firme por medio de cables ofrece soluciones altamente económicas y respetuosas con el medio ambiente que, al mismo tiempo, aumentan la seguridad de funcionamiento. Aunque para cada proyecto se necesitan evaluaciones

En 4 se relacionan los principales valo-res de los parámetros OPEX publicados, asociados a dos escenarios locales para soluciones basadas en turbinas de gas y en PFS. Dado que las diferencias entre sistemas de cable en corriente alterna y continua son poco importantes desde el punto de vista de OPEX, los siguientes cálculos utilizan soluciones HVDC Light® para representar opciones en corriente alterna y en corriente continua basadas en PFS. Los precios indicados de la electricidad son precios mayoristas, y el valor de cambio de CO

2 para regiones

“promedio” se basa en un horizonte de 20 años.

En 5 y 6 se proporcionan valores actuales netos estimados de OPEX para el ciclo de vida en Noruega (NCS) y para el “promedio” de 100 MW y 100 km. Las cantidades de LC-OPEX son grandes y constituyen claramente el principal componente del coste total de ciclo de vida (CAPEX + OPEX), en especial para nuevos proyectos de desarrollo o de reacondicionamiento.

Referencias

[1] Hyttinen, M.; Lamell, J.-O.; Nestli, T. (2004). “New application of voltage source converter (VSC) HVDC to

be installed on the gas platform Troll A”. CIGRE 2004.

[2] Chokhawala, R.; Maland, A.; Nestli, T. (2004). “DC transmission to offshore installations”. The Journal of

Off-shore Technology, 12, páginas 4–10.

[3] Nestli, T. F.; Stendius, L.; Johansson, M. J.; Abrahamsson, A.; Kjaer, P. C. “Nueva tecnología de

suministro eléctrico para la plataforma Troll”. Revista ABB 2/2003, páginas 15–20.

[4] Gilje, S.; Carlsson, L. (2006). “Valhall Re-development project, power from shore”. ENERGEX 2006.

[5] Eriksson, G. “Motorformer”. Revista ABB 1/2001, páginas 22–25.

[6] “Power transmission from shore to offshore platforms”. (Noviembre de 2002) Norwegian Water Resource

and Energy Directorate (NVE) and Oil Directorate (OD) report.

[7] Laird, B.; Holm, M.; Hauge, F. (Mayo de 2007). “Electrification of offshore platforms”. Bellona Foundation

report.

individuales, los casos típicos que se han presentado aquí proporcionan las suficientes indicaciones para considerar seriamente soluciones PFS para instala-ciones nuevas y reacondicionadas. Los sistemas HVDC Light® de ABB han demostrado sus ventajas, y es de esperar que en el futuro se equipen más plata-formas con soluciones PFS.

Rahul Chokhawala

Antiguo miembro de Automatización de

Procesos de ABB

Oslo, Noruega

[email protected]

9 Ahorro de OPEX durante el ciclo de vida con PFS para todos los seis casos

Ahorro de OPEX durante el ciclo de vida con PFS

NCS MM $

MediaM $

250 MW, 50 km 114 48

100 MW, 100 km 476 208

250 MW, 300 km 1189 514

10 Reducción anual de CO2 en plataforma con PFS

Reducción anual de CO2 en plataforma

NCStoneladas

Mediatoneladas

250 MW, 50 km 114.975 153.300

100 MW, 100 km 459.900 613.200

250 MW, 300 km 1.149.750 1.533.000

11 Reducción anual de NOX en plataforma con PFS

Reducción anual de NOX en plataforma

NCStoneladas

Mediatoneladas

250 MW, 50 km 88 88

100 MW, 100 km 350 350

250 MW, 300 km 876 876


Thema


Hay un proverbio que dice que un puchero del que se está pendiente nunca llega a hervir. Sin embargo, cuando se trata de “pucheros” real-mente grandes, como las calderas de las centrales eléctricas, la mejor estrategia de control durante la puesta en marcha no es precisamente dejar de mirarlas.

Los esfuerzos de optimización de las centrales eléctricas se centran frecuentemente en extraer del com-bustible durante el funcionamiento

Puesta en marcha de la calderaLa optimización de la puesta en marcha de las calderas de vapor en las centrales eléctricas de E.ONRüdiger Franke, Bernd Weidmann

normal tanta energía utilizable como sea posible.

Sin embargo, hay otra forma adecua-da para mejorar el rendimiento: la optimización de los procedimientos de puesta en marcha. Es un aspecto importante, puesto que el combusti-ble utilizado en el arranque suele ser de mayor calidad y precio que el destinado al funcionamiento normal.BoilerMax es un controlador predicti-vo que se utiliza para reducir al mínimo los costes de la puesta en

marcha. Además de los costes del combustible, también tiene en cuenta restricciones tales como la carga máxima admisible sobre los compo-nentes críticos y los caudales.

Durante los dos últimos años, se ha instalado BoilerMax en varias centra-les eléctricas de la compañía E.ON, en las que ha conseguido en general ahorros de entre el 10 y el 20 % de los costes de combustible y de la energía auxiliar que se precisa en la puesta en marcha.


Puesta en marcha de la caldera


En los dos últimos años, se ha instala-do BoilerMax en varias centrales de

E.ON y se ha integrado con varios siste-mas de control. En la unidad Staudinger 4 de 622 MW, que utiliza gas [1], y en la Heyden 4 de 900 MW, que utiliza car-bón, trabaja con un sistema de control de la unidad Procontrol P. En la unidad Ingolstadt 4 de 420 MW, que utiliza fuel-oil, y en la Zolling 5 de 450 MW, que utiliza carbón, se ha integrado Boiler-Max en un nuevo sistema de control 800xA, instalado durante un proyecto de reforma de la turbina.

Principio de funcionamiento de BoilerMaxBoilerMax tiene en cuenta principalmen-te el coste del combustible y los esfuer-zos térmicos en los componentes críti-cos de pared gruesa, y utiliza estos da-tos para calcular los puntos de consigna óptimos para el suministro de combusti-ble y el funcionamiento de la estación de bypass de alta presión (HP) (se pue-de desviar el paso por la turbina de alta presión en el circuito de vapor durante la puesta en marcha para permitir que se establezca más rápidamente la pre-sión en la caldera).

El principio de funcionamiento de BoileMax se muestra en 1 . Los valores medidos se utilizan para calibrar un modelo físico de la unidad. Basado en este modelo no lineal, BoilerMax opti-miza el resto del procedimiento de puesta en marcha. Las curvas resultantes para la puesta en marcha, calculadas en línea, se integran a continuación en el concepto de control existente para la unidad, donde se emplean como puntos de consigna para corrección.

El horizonte de predicción de BoilerMax es de 60 a 90 minutos, lo que cubre toda la duración de la puesta en marcha de la caldera hasta el momento en que la turbina recibe el vapor. De esta for-ma, se puede calcular el modo de fun-cionamiento general más rentable. Los datos previstos se actualizan cada 1 o 2 minutos, lo que permite una respuesta adecuada a posibles condiciones de perturbación.

Los costes de puesta en marcha que se trata de minimizar son los del combu-stible, la energía auxiliar y el vapor auxiliar, desde el momento del encendi-do al de entrada en línea del generador

1 Principio de funcionamiento del BoilerMax

Entradas

Modelo de

caldera

Control predictivo de modelo no lineal con seguimiento cíclico del proceso real

Variables optimizadas

Optimizador

Puntos de consigna y entradas optimizadas

Función de coste = mínima

Iteración

Variables y entradas del

proceso

Caldera real Objetivos de la optimización

2 Comparación de dos puestas en marcha con BoilerMax (líneas gruesas) y sin BoilerMax (líneas finas) en la central de Ingolstadt, unidad 4, con combustión de fueloil.

a Cantidad de combustible (F_F) y posición del bypass de alta presión (Y_HPB)

b Caudal de vapor activo (F_LS) y potencia del generador (P_Gen)

c Diferenciales de temperatura (DT_SH4H) y (DT_SH5H) existentes en los colectores de alta presión de los dos últimos niveles de sobrecalentador

F_F F_F Y_HPB Y_HPB

-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

250

200

150

100

50

0

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

F_LS F_LS P_Gen P_Gen

DT_SH4H DT_SH4H DT_SH5H ST_SH5H

-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

250

200

150

100

50

0

250

200

150

100

50

0

-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

1510

50

-5-10-15-20-25-30-35

Tiempo para la puesta en marcha (min.)

1510

50

-5-10-15-20-25-30-35

Ene

rgía

par

a la

pue

sta

en m

arch

a (%

)

Pos

ició

n de

l byp

ass

de a

lta p

resi

ón (%

)

Dif.

de

tem

pera

tura

(K)

Pot

enci

a de

l gen

erad

or (M

W)

Cau

dal d

e va

por

activ

o (k

g/s)




algunos casos, la obtención más lenta de la presión, puede hacer pensar a los operarios que se ralentiza todo el proce-dimiento de la puesta en marcha. Sin embargo, es importante tener en cuenta que, durante la puesta en marcha de la caldera, los puntos de consigna fijados para el caudal de vapor y la presión se deben alcanzar sólo cuando la turbina está a punto de recibir presión. El con-cepto de optimización predictiva utiliza a fondo este hecho.

Los tiempos de puesta en marcha conse-guidos en la unidad 4 de la central de Staudinger se muestran en 4 . Estas curvas demuestran que el BoilerMax no prolonga los tiempos de puesta en marcha.

co de costes, característico de las opera-ciones sin BoilerMax. Por término medio, la optimización de la puesta en marcha se tradujo en una disminución del 19 % de los costes de esta operación.Cuando se producen breves periodos de parada, los costes de la puesta en marcha son altos debido a la elevada temperatura que debe alcanzarse en el vapor activo por la alta temperatura inicial de la turbina. Sin embargo, los costes de la puesta en marcha también aumentan después de largos periodos de parada, a causa de la baja tempera-tura inicial de la caldera.La disminución del consumo de com-bustible que se obtiene a partir de la optimización de BoilerMax, así como la menor producción de vapor y, en

o al de cierre del bypass de alta presión.Con independencia de los ahorros con-seguidos, el controlador multivariable basado en el modelo permite asimismo una integración predictiva de los datos de esfuerzos térmicos en el bucle de control cerrado. Se mejora el nivel de flexibilidad, por ejemplo, para cubrir distintos tiempos de inmovilización, ya que el modelo se ajusta continuamente para adaptarse al estado de la central en ese momento. Además, se puede adap-tar la puesta en marcha a los cambios en las condiciones básicas, tales como los distintos costes del combustible o la carga máxima admisible, modificando respectivamente la función objetivo y las restricciones de optimización.

Experiencia operativa

Reducción del consumo de combustibleGracias a la optimización predictiva de la puesta en marcha, suele ser posible efectuar una puesta en marcha con menos combustible, a la vez que se mantiene el tiempo normal de esa ope-ración y los esfuerzos en los componen-tes críticos de pared gruesa. 2 presenta una comparación de dos procedimien-tos de puesta en marcha en la unidad 4 de la central de Ingolstadt. Los diagra-mas muestran claramente que fue posible efectuar una puesta en marcha similar, consiguiendo al mismo tiempo aproximadamente un 20 % de reducción del consumo de combustible. Estos ahorros de combustible son posibles porque se puede disminuir el caudal de vapor utilizado para la puesta en mar-cha gracias a una reducción simultánea y coordinada de la apertura de la esta-ción de bypass de HP. Además, se ha reducido ligeramente la duración de la puesta en marcha.

Con un nivel de automatización mayor, conseguido por los procedimientos optimizados de puesta en marcha, éstos suelen ser más coherentes. En 3 se representan los costes de puesta en marcha en función de la duración de la parada precedente. La dispersión de los costes de puesta en marcha se reduce de forma más evidente en el caso de paradas frecuentes de corta duración, con numerosas puestas en marcha que se producen en condiciones similares. Los costes optimizados de la puesta en marcha que se consiguen con BoilerMax se encuentran en la parte baja del abani-

3 Costes de la puesta en marcha en función del tiempo de parada en la central de Ingolstadt, unidad 4, de combustión de fueloil, con BoilerMax y sin él

140

130

120

110

100

90

80

70

60

50

40

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00

Duración de la parada (h)

Sin BoilerMax Con BoilerMax

4 Tiempos de la puesta en marcha en función de las paradas en la central de Staudinger, unidad 4, con combustión de fueloil, indicada para diez puestas en marcha a lo largo de un periodo de un mes

2:24:00

2:09:36

1:55:12

1:40:48

1:26:24

1:12:00

0:57:36

0:43:12

0:28:48

0:14:24

0:00:00

0:00:00 24:00:00 48:00:00 72:00:00 96:00:00 120:00:00 144:00:00 168:00:00

Duración de la parada (h)

Sin BoilerMax Con BoilerMax




El límite de ΔT que utiliza BoilerMax es una función de la presión, valor que fija generalmente el fabricante de la cal-dera. Como opción, se pueden recalcu-lar los límites durante la modelización física de la caldera y aprobarlos en con-sulta con el propietario de la central.Como se muestra en 5 , la puesta en marcha predictiva ha permitido una mejor utilización del margen hasta los 35 minutos. Esto se ha conseguido au-mentando desde el principio el suminis-tro de combustible con una proporción mayor, mientras que al mismo tiempo se abre más la estación de bypass de HP. Esto redujo el tiempo de puesta en marcha en un 33 %. La cantidad de fuel-oil pesado necesario para la puesta en marcha disminuyó en alrededor del 6 %. Puesto que se une un menor tiempo de puesta en marcha con una menor de-manda de energía auxiliar (fuel ligero y energía eléctrica auxiliar), los costes to-tales de la puesta en marcha disminuye-ron en cerca del 11 %. Además, hay gran posibilidad de ahorro en las centrales alimentadas por carbón si se puede conseguir antes el pase de la puesta en marcha con fueloil a la combustión de carbón. Para conseguirlo, es importante poder efectuar la puesta en marcha utilizando una mayor cantidad total de combustible.

Con la optimización predictiva de la puesta en marcha, la cantidad de combustible no aumenta de forma continua necesariamente, sino que se puede reducir pasado un exceso inicial de suministro.

Funcionamiento y vigilanciaLa pantalla de control que se utiliza en la central de Zolling se muestra en 6 . Las partes superior e izquierda presen-tan los parámetros del proceso que son especialmente importantes durante la puesta en marcha. El área inferior derecha se utiliza para la aplicación BoilerMax en curso. Los valores fijados del punto de consigna para el control del combustible y del bypass de HP, calculados por BoilerMax, se presentan junto a los valores existentes en ese momento.

Los valores del proceso que se muestran en esta pantalla abarcan principalmente los parámetros de vapor activo y las di-ferencias de temperatura en los compo-nentes con paredes gruesas. Para evitar

En 5 se presenta una comparación de dos procedimientos de puesta en mar-cha en la central de carbón de Zolling. Sin BoilerMax, los márgenes para el esfuerzo térmico no se alcanzaron totalmente antes del minuto 48. El dife-rencial máximo de temperatura en los colectores de salida de HP era de unos 20 K, mientras que el límite admisible era de uno 30 K. Sólo durante la carga posterior de la turbina se alcanzó el esfuerzo térmico máximo, aproximada-mente en el minuto 60.

Reducción de los tiempos de puesta en marchaGeneralmente, se pueden reducir los tiempos de puesta en marcha si se pue-de admitir una intensificación del proce-so de calentamiento y se acepta un ma-yor esfuerzo térmico. Es aconsejable la aplicación de esta optimización predicti-va de la puesta en marcha a fin de redu-cir los tiempos si no se apura el margen para los esfuerzos térmicos admisibles, o si la carga se distribuye irregularmente durante esta operación.

5 Comparación de dos procedimientos de puesta en marcha con BoilerMax (líneas gruesas) y sin BoilerMax (líneas finas) en la central de Zolling, con combustión de carbón

a Cantidad de combustible (F_F) y posición del bypass de alta presión (Y_HPB)

b Caudal de vapor activo (F_LS) y potencia del generador (P_Gen)

c Diferencia de temperaturas (DT_SH5H) [K], así como valores límites asociados (DT_SH5H_min.) [K] que se producen en los colectores de salida de alta presión

F_F F_F Y_HPB Y_HPB

-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

50

40

30

20

10

0

50

40

30

20

10

0

DT_SH4H DT_SH4H DT_SH5H ST_SH5H

Tiempo para la puesta en marcha (min.)

F_LS F_LS P_Gen P_Gen

160

140

120

100

80

60

40

20

0

350

300

250

200

150

100

50

0-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

20

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0

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20

10

0

-10

-20

-30

-40

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ón (%

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Dif.

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tem

pera

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(K)

Pot

enci

a de

l gen

erad

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W)

Cau

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e va

por

activ

o (k

g/s)




dad, ya que además se pueden integrar las señales aisladas, lo que requiere un pequeño trabajo adicional. Se puede considerar que unos mayores tiempos para la transferencia de señal suponen un posible inconveniente, pero en la central de Ingolstadt no han surgido problemas por ello. Los resultados de la optimización se devuelven como infor-mación de retorno al sistema de control mediante unas diez señales. Estos datos se integran en el concepto de control existente en forma de correcciones del punto de consigna para el control del combustible y del bypass de HP.

Según las circunstancias que se presen-ten, esta integración puede afectar a distintos niveles del sistema. En la cen-tral de Zolling, solamente se visualiza el punto de consigna optimizado para el suministro de combustible a la puesta en marcha que aplican después manual-mente los operarios. En la unidad 4 de la central de Staudinger, BoilerMax realiza automáticamente el control del combustible y del bypass de HP. Sin em-bargo, actualmente hay que activar BoilerMax antes de cada puesta en mar-cha. En la central de Ingolstadt, Boiler-Max se activa automáticamente. Cuanto más automatizada es la integración de BoilerMax, mayores son los posibles ahorros obtenidos. Sólo se conseguirá una mejora constante del coste-eficacia mediante un uso repetido de la función

tema System 800xA, se puede integrar el PC sobre el que se ejecuta el BoilerMax como un servidor de la aplicación. Esto aporta una ventaja especial: todos los ajustes de parámetros y los resultados de los cálculos, incluidos los valores previstos para el proceso, se pueden visualizar e integrar en la pantalla sin un esfuerzo adicional. Además, esto facilita que el personal se familiarice con la solución BoilerMax y el PC se puede incluir en las rutinas de mantenimiento normales del sistema 800xA.

En las centrales Ingolstadt y Zolling se ha integrado el PC del BoilerMax con el sistema 800xA, que se instaló durante un proyecto de reforma de la turbina. En las centrales de Staudinger (unidad 4) y Heyden, el PC del BoilerMax se co-nectó al sistema de control Procontrol P a través de una interfaz serie.

El modelo de unidad empleado para la optimización de la puesta en marcha se ajustó en línea incorporando de 100 a 200 valores medidos. En general, estas señales se conectan al sistema de con-trol del proceso como señales analógi-cas. Alternativamente, en la central de Ingolstadt se ha establecido una co-nexión ProfiBus entre el controlador de turbina recientemente instalado y el sis-tema de control de la unidad existente. La principal ventaja de este acoplamien-to del bus digital es una mayor flexibili-

el amontonamiento de datos en la pan-talla, las lecturas de ΔT se presentan de forma gráfica (diagramas de barras). La representación alfanumérica se limita a los valores máximos de cada nivel del supercalentador y a los valores límites asociados.

La presentación de los límites de ΔT es especialmente importante, ya que estos valores los utiliza BoilerMax en bucle cerrado para definir las acciones de con-trol del combustible y del bypass de HP. Por lo tanto, es importante presentar la información sobre el esfuerzo térmico actual y los márgenes de que se dispo-ne, de forma que el operario pueda percibir correctamente los puntos de consigna calculados por BoilerMax.Con el nuevo sistema de control 800xA, los datos predictivos calculados en línea durante cada puesta en marcha los tiene disponibles directamente el operario en su puesto. Los datos previstos para la puesta en marcha se pueden ver en una proyección del funcionamiento normal que representa los valores que se pue-den esperar en el futuro.

Integración en el sistema de control de la unidadLa predicción y la optimización de los procedimientos de puesta en marcha de una caldera que se basan en un modelo físico implican la aplicación de un proceso numérico. En consecuencia, BoilerMax se instala en un PC de alto rendimiento que esté conectado al sistema de control de la unidad por medio de una interfaz de señal.Desde el punto de vista del software, ABB ha instalado BoilerMax utilizando la extensión del sistema Dynamic Optimization (optimización dinámica) del Industrial IT Extended Automation System 800xA de la compañía. Esto ase-gura un alto grado de transparencia y flexibilidad por lo que se refiere a su capacidad para integrarse en la instru-mentación de la operación y el equipo de control. En 7 se muestran dos situa-ciones de aplicación:

En el primer caso, se puede instalar el PC del BoilerMax de forma indepen-diente y conectarlo directamente al puesto de control. La inspección y el manejo se producen a través de las esta-ciones normales de vigilancia y acción. En las centrales donde las estaciones de vigilancia y acción forman parte del sis-

6 Pantalla de operación de BoilerMax empleada en la central de Zolling. Debido al gran volumen de cálculos necesario, BoilerMax se ejecuta en un PC que se configura como servidor de la aplicación.




se había instalado BoilerMax junto con un nuevo sistema de control. En [3] se pueden ver más detalles sobre el algoritmo de control y optimización.La instalación de la optimización en línea empleando la ampliación del siste-ma Dynamic Optimization permite la transparencia de la solución de control avanzado gracias a un alto nivel de integración con el sistema Extended Automation System 800xA [4].

Rüdiger Franke

Sistemas eléctricos de ABB

Mannheim, Alemania

[email protected]

Bernd Weidmann

E.ON-Kraftwerke GmbH

Hanover, Alemania

Referencias

[1] Krüger, K.; Prinz, S. Praxiserfahrung durch den

Einsatz eines modell-prädiktiven Mehrgrößen-

reglers zur Anfahroptimierung des Dampferzeugers

im 707 MW Block Weiher III der SaarEnergie AG,

VGB Kongress Elektro-, Leit- und Informations-

technik im Kraftwerk, Leipzig 2004.

[2] Weidmann, B.; Häupl, E.; Osterholt, F.; Bege-

mann, R. Austausch der leittechnischen Einrich-

tungen im Kraftwerk Staudinger Block 4, VGB

Kongress Elektrotechnik, Leittechnik und Informa-

tionsverarbeitung im Kraftwerk, Düsseldorf 2006.

[3] Franke, R.; Vogelbacher, L. Nonlinear model

predictive control for cost optimal startup of steam

power plants, at – Automatisierungstechnik 54

(12), 2006.

[4] Franke, R.; Babji, B.S.; Antoine, M.; Isaksson,

A. Model-based online applications in the ABB

Dynamic Optimization framework, to appear, 6th

International Modelica Conference, 2008.

En las centrales de Staudinger (unidad 4) e Ingolstadt (unidad 4) se consiguie-ron los ahorros mediante una reducción del consumo de combustible y un me-nor caudal coordinado de vapor activo durante la puesta en marcha de la caldera. Tanto los tiempos de puesta en marcha como los esfuerzos en los componentes críticos de pared gruesa permanecieron prácticamente iguales.En el congreso VGB de 2004 sobre “Tecnología eléctrica, de control y de información en centrales eléctricas” se presentó BoilerMax junto con los prime-ros resultados prácticos de su aplicación piloto en la central de Weiher III [1]. En [2] se presentan los resultados consegui-dos en la central de Staudinger 4, donde

de optimización. Sin embargo, un mayor grado de automatización exige una ma-yor exigencia a la solidez de la optimi-zación de la puesta en marcha, por ejemplo, con vistas a una detección y a un manejo automático de las perturba-ciones.

Instalación logradaLos ahorros que se consiguen a través de una optimización en línea se encuen-tran normalmente entre el 10 y el 20 % de los costes normales de combustible y de energía auxiliar para cada puesta en marcha de la central. Las modificaciones del modo de puesta en marcha depen-den de los requisitos concretos de cada central.

7 Integración del PC del BoilerMax (Sala de control del secundario, sala de control, interfaz DCS, sala de I&C, armario de control,

optimizador, controlador, entrada de señal, Profibus, salida de señal)

Diagnósticos a distancia

Módem

Red del PC Red 800xA

Interfaz del DCS

Enlace con el DCS (no del sistema 800xA)

Entrada de señal, por ejemplo, 4-20 mA, ProfiBus

Salida de señal, por ejemplo, 4-20 mA

Controlador

Nodo 800xA

Aplicación BoilerMax (modelo + optimizador + controlador)

PC del BoilerMax

SALA DEL OPERARIO

SALA DEL CONTROLADOR

La explotación rentable de las fuentes de energía es uno de los grandes problemas que ha de resolver la sociedad actual. La situación se agudiza cuando las reservas de los yacimientos de petróleo y gas llegan al límite y empiezan a “agotarse”. Las compañías de producción de gas y petróleo intentan prolongar el uso del equipo instalado todo lo posible para evitar la costosa construcción de instalaciones nuevas. Cuando se llega a esa situación, todas las mejoras de la eficacia operativa son rentables y compensan.

Hasta la última gotaCómo apoya la comunicación inalámbrica la prolongación de la vida útil de la producción de petróleo y gasEgil Birkemoe, Jan-Erik Frey, Stefan Svensson, Paula Doyle




Hasta la última gota


toda la planta, en las instalacio-nes superiores o entre platafor-mas.

Tradicionalmente, para instalar sensores de recogida de datos en línea hacen falta cables. En las nuevas instalaciones, los sensores inalámbricos pueden ahorrar costes de cableado. La renovación del cableado es aún más cara, y a menudo imposi-ble a gran escala, ya que exige personal de instalación en el emplazamiento. Además, la capacidad limitada de camas y transporte en la plataforma petrolífera suele ser un factor disuasor. Para conectar los

sensores, es posible que haya que erigir andamios, retirar aislamientos y atrave-sar mamparos y compartimentos prote-gidos contra explosiones e incendios, lo que aumenta los costes.

Redes inalámbricas de sensoresEn los yacimientos marinos maduros, una red de sensores inalámbrica (WSN) de bajo coste es una opción muy ventajosa para la transmisión de datos de mediciones y equipos de comunica-ción a las unidades centrales. Una WSN puede instalarse en plataformas marinas con cientos de bombas, ventiladores y otros dispositivos accionados por motores que precisan mantenimiento continuo.

Pero las dificultades técnicas que plantea una WSN en este entorno son considerables. Los principales requisitos de la WSN son: Fiabilidad de la comunicación en entornos inclementes.

Latencia previsible (demora y determinismo de la comunicación).

Consumo eléctrico reducido del nodo de sensores y de la comunicación.

Seguridad, que abarca la confidencia-lidad (codificación de extremo a ex-tremo) y la comprobación de la inte-gridad de los mensajes, la autentificación y los procedimientos seguros para el acceso a la red.

Coexistencia con otros equipos y sistemas inalámbricos de la competencia.

En el caso de las aplicaciones de control del estado, cuya frecuencia de actualiza-ción suele ser inferior, la latencia es

estar situada mar adentro, sobre una cubierta de acero, una estructura de hormigón o una unidad flotante, depen-diendo de la profundidad del mar y de la tecnología disponible en el momento de la construcción. Las plantas más modernas incluyen también instalacio-nes submarinas de transformación. 1

Para recoger los datos necesarios en este entorno tan desfavorable, las com-pañías petrolíferas han invertido en una red de fibra óptica en el Mar del Norte. Ahora se están desarrollando otras tec-nologías potenciadoras con gran capaci-dad de transferencia de datos: redes de fibra óptica en los pozos, comunicación inalámbrica en torno a las plataformas (embarcaciones de apoyo, etc.) y en

Muchas de las instalacio-nes petrolíferas y de gas

del Mar del Norte se constru-yeron en el decenio de 1970 y entran ahora en la fase de producción final. En la actua-lidad hay pocos proyectos nuevos de envergadura planificados en los sectores noruego y británico, por lo que la industria comienza a centrarse en proyectos de reacondicionamiento. Este cambio obliga a abordar cuestiones decisivas: En la fase final de produc-ción, es esencial un funcio-namiento eficaz para pro-longar la vida de los yacimientos.

El equipo envejecido necesita más mantenimiento.

Es crucial el mantenimiento basado en el estado, orientado a la reducción de los costes de explotación.

Operaciones integradasPara afrontar esta ingente tarea de ges-tión de miles de dispositivos, sistemas e instalaciones, es fundamental usar gran cantidad de datos en línea tanto para aumentar la producción como para lograr una explotación y un manteni-miento eficaces. En las etapas iniciales de la producción de petróleo y gas se han adoptado muchas iniciativas de este tipo conocidas como Operaciones integradas, Yacimiento electrónico, Yacimiento del futuro, Yacimiento inteligente, etc. En un informe publica-do por la asociación de las industrias del petróleo de Noruega [1] se estimó un potencial para las Operaciones integradas en la plataforma continental noruega de 250.000 millones de coronas en 2006.

ABB es un agente activo que colabora con las compañías petrolíferas, con otros proveedores y con el mundo aca-démico para hacer realidad el concepto de Operaciones integradas Cuadro .

El problema de la adquisición de datosUna planta de explotación primaria de petróleo y gas es básicamente una plan-ta de producción que lleva hidrocarbu-ros desde un yacimiento subterráneo hasta una línea de exportación para petróleo y gas transformados. En el Mar del Norte, la planta de producción suele

ABB proporciona productos de control de

estado, control de comportamiento y opti-

mización de la producción a muchos tipos

de instalaciones de producción primaria.

ABB fue elegida por Statoil-Hydro como

socio de investigación y desarrollo

industriales en el área de operaciones y

mantenimiento, y encabeza un consorcio

llamado TAIL Integrated Operations, del que

forman parte AkerKværner, SKF e IBM [2].

Otro importante programa de I+D es el

desarrollo de sensores de vibración

inalámbricos con apoyo de BP y Statoil-

Hydro. ABB preside el consorcio, del que

también forman parte SINTEF y SKF.

El Consejo de Investigación de Noruega

respalda los dos proyectos anteriores en el

marco del programa Petromaks.

Cuadro Colaboración para el éxito

1 Elementos principales de una plataforma de producción en el Mar del Norte

Datos en tiempo real

Optimización de la producción

Inte

grac

ión

de d

atos

y c

onoc

imie

ntos

Centro de opera-ciones en tierra

Gestión del yacimiento y las reservas




dispositivo y la estación del operador.Un sencillo adaptador Wireless-HART en el instrumento actual puede aportar la funcionalidad extra que falta y potenciar el rendimiento del sistema de control en su conjunto. De es-te modo, el canal inalámbrico permite el control del estado tan necesario en la etapa final de la explotación. 2

Wireless HART se basa en la norma 802.15.4, que propor-ciona las capas de nivel infe-rior de la pila de comunicacio-nes. La norma IEEE se centra en la comunicación ubicua a baja velocidad y de bajo coste entre dispositivos con poca infraestructura o sin ella. El uso de la 802.15.4 como base garantiza una tecnología de

radio fiable y numerosos proveedores tecnológicos.

La radio 802.15.4 ofrece un alcance mí-nimo de 10 metros según la especifica-ción, y una velocidad de transferencia de 250 kbps. Pero con equipos de radio y amplificadores de potencia más sensi-bles, WirelessHART podría alcanzar dis-tancias de hasta 200 metros (en línea de visión).En 2007, HART con cable tenía ya una base instalada de más de 24 millones de dispositivos. Para sacar el máximo partido a las herramientas y el software actuales, lo razonable es aprovechar la base instalada.WirelessHART se desarrolló para admitir las siguientes aplicaciones: Localización de averías de dispositivos sobre el terreno.

Control del diagnóstico y el estado de dispositivos.

Control de datos críticos con requisi-tos de funcionamiento más estrictos.

Control del proceso de supervisión. Calibración. Puesta en marcha.

Concepto de red malladaLa máxima fiabilidad de la red WirelessHART se consigue con una

mucho mayor que la WirelessHART, y aspira a cubrir una familia completa de normas: Automatización de procesos (ISA100.11a).

Automatización de la fabricación (intervención próxima).

Transmisión y distribución (interven-ción a larga distancia).

RFID (radioetiquetado industrial).

Como WirelessHART ofrece ya una buena solución para las aplicaciones de automatización de procesos, el debate actual se centra en la mejor manera de integrar WirelessHART con ISA100.11a para garantizar la coexistencia y la interoperabilidad.

Ventajas de WirelessHARTEl desarrollo de WirelessHART se basó en los mismo principios que rigieron el desarrollo de HART con cables: los niveles de comunicación y aplicación forman parte de la solución, y el proto-colo propiamente dicho se mantiene lo más sencillo posible.

La semejanza de las normas permite sacar más partido a los instrumentos ya instalados en las plataformas marinas. De hecho, muchas instalaciones marinas ya están equipadas con instrumentos HART. Sin embargo, éstos no pueden aprovecharse totalmente, pues los sistemas DCS heredados bloquean las señales HART y obstaculizan todas las comunicaciones HART entre el

menos importante, mientras que la fiabilidad, la seguridad y el consumo eléctrico conti-núan siendo cruciales.El consumo eléctrico tiene un efecto decisivo en la vida de los sensores (si funcionan con batería) o en la viabilidad de una solución autoalimentada (por ejemplo, mediante la captación de energía de fuentes de calor o vibración próximas). Para reducir el consumo, el nodo debe estar inactivo el mayor tiempo posible y enviar, cuando esté activo, el menor número de bits posible [3].

Además de con las enormes estructuras de acero de la plataforma, la WSN tiene que coexistir con otros sistemas marinos típicos que pueden alterar el intercambio seguro de datos. Pertenecen a esta categoría grandes generadores de energía, radios UHF/VHF, radares, siste-mas de automatización y seguridad y, cada vez más, redes WLAN1.

Sin embargo, el análisis espectral en dichos emplazamientos marinos no indica ningún ruido de fondo importan-te en la banda de 2,4 GHz, que es la frecuencia en la que trabajan muchas de las soluciones WSN actuales y en de-sarrollo. Pero las instalaciones previstas de sistemas de red WLAN (IEEE 802.11) y WiMax (IEEE 802.16) pueden cambiar esta situación [6]. Las futuras soluciones WSN no tendrán más remedio que coexistir con las redes WLAN, la tecno-logía más extendida en el sector.

A la búsqueda de normas WSNUna de las cosas que más preocupan en el ámbito de la automatización industrial es la ausencia de normas adecuadas para responder a las demandas mencio-nadas más arriba. El panorama ha empezado a cambiar con la publicación de la norma WirelessHART™ [4] en septiembre de 2007. ABB ha intervenido activamente en la definición de la espe-cificación WirelessHART2).

Otra norma en desarrollo que parece prometedora para las aplicaciones in-dustriales es la ISA100, Sistemas inalám-bricos para la automatización industrial [5]. La norma ISA100 tiene un alcance

Notas a pie de página1) WLAN: red de área local inalámbrica.2) Véase también “Las comunicaciones inalámbricas, el

futuro de la instrumentación”, Revista ABB 4/2007,

páginas 16–17.

2 Uso de WirelessHART en aplicaciones nuevas y existentes

Dispositivos HART existentes con adaptador de WirelessHART

Nuevos dispositivos compatibles con WirelessHART

Acceso inalámbrico a la información del dispositivo HART

Mismo dispositivo HART y bucle de control

Uso de herramien-tas existentes y experiencia

Valioso diagnóstico de dispositivos

Las mediciones de procesos adicionales son ahora rentables

Automatización de mediciones manuales

Sin costes de cableado para señales

Fácil configuración y despliegue

Dispositivo HART existente

Datos HART

PV + datos HART

Aplicaciones host

Adaptador

Bucle de control de 4-20 mA existente Sistema de

control existente

Aplicación de gestión de dispositivos

Pasarela

Pasarela

Dispositivo

alimentación por batería alimentación solar alimentación por

inducción




con normas industriales y pro-ductos lanzados por una am-plia gama de proveedores, subraya la necesidad cada vez más acuciante de esta platafor-ma de comunicación. Las prin-cipales compañías petrolíferas tienen intención de probar la nueva tecnología WirelessHART en 2008.

Un sistema de control del esta-do en línea compatible con la WSN contribuye a la fiabilidad y la seguridad de las operacio-nes, pues advierte con tiempo de las situaciones potencial-mente peligrosas, a la vez que aumenta el conocimiento del desgaste y del comportamiento

del equipo a largo plazo. El ahorro de costes deriva de la reducción o elimina-ción del tiempo de inactividad del equipo crítico gracias a la introducción de conceptos de mantenimiento más efi-caces y de procesos de trabajo de man-tenimiento más previsibles y claros.

La WSN es otro ejemplo de tecnología potenciadora que multiplica el rendi-miento empresarial de todo un sector, que necesita aprovechar sus activos “hasta la última gota”.

Egil Birkemoe

Mejora de la producción de petróleo,

ABB, Petróleo y gas

Oslo, Noruega

[email protected]

Stefan Svensson

Investigación del grupo ABB

Västerås, Suecia

[email protected]

Jan-Erik Frey

Investigación del grupo ABB

Västerås, Suecia

[email protected]

Paula Doyle

I+D estratégica para petróleo y gas, ABB

Oslo, Noruega

[email protected]

Notas a pie de página3) AES: norma de codificación avanzada.

cipales objetivos de las soluciones de comunicación, y que las soluciones de seguridad complejas aumentan el consu-mo. Se utilizan claves distribuidas para que sólo los dispositivos autorizados entren en la red; este solo mecanismo garantiza la autenticidad de los datos.

CoexistenciaComo WirelessHART utiliza el protocolo de control de acceso a medios definido en la norma IEEE, se asegura la coexis-tencia armónica con otras redes que usan la misma norma IEEE (por ejem-plo, ZigBee). Las pruebas con protoco-los de redes de sensores similares a WirelessHART demuestran que la comu-nicación funciona muy bien incluso en un entorno de red WLAN muy activo [6].

3 muestra el comportamiento de una red de ese tipo durante las pruebas; la fiabilidad es prácticamente del 100 % en todo momento.

WSN para mejorar la eficacia de la producciónLa WSN es un importante requisito para implantar un control en línea del estado rentable. La respuesta del mercado,

red mallada en la que todos los nodos pueden encaminar mensajes desde un disposi-tivo cercano, y proporcionar con eficacia una nueva ruta de datos.

La capacidad para evitar per-turbaciones en el momento en que se producen saltando de una frecuencia a otra con-tribuye también a la fiabilidad total de la red. El salto de fre-cuencia sigue un esquema TDMA (acceso múltiple por división de tiempo) que ase-gura que los nodos se comu-niquen en frecuencias distin-tas en puntos temporales dis-tintos.

El sistema ofrece rutas de comunicación alternativas para que la comunicación pueda continuar cuando la ruta original se bloquea por una obstrucción material o por interferencias. Como cada disposi-tivo debe tener al menos dos rutas al re-ceptor, puede usarse una de éstas al ins-tante cuando se bloquea la inicial.

Bajo consumo eléctricoEl esquema TDMA garantiza la reserva de un segmento de tiempo para cada enlace entre los dispositivos en comuni-cación. Así se asegura un consumo eléctrico reducido, ya que los nodos están sincronizados y sólo deben estar activos durante los segmentos de tiem-pos pertinentes y la resincronización.

SeguridadLa codificación AES3) de 128 bits defini-da en la norma 802.15.4 se considera de forma generalizada como la más avanza-da. Aunque es posible que en el futuro se precisen soluciones de seguridad aún más avanzadas (como la criptografía de curva elíptica), la AES cumple todos los requisitos actuales si tenemos en cuenta que el bajo consumo es uno de los prin-

Referencias

[1] Asociación de las industrias del petróleo de Noruega: Potential Value of Integrated Operations on the

Norwegian Shelf, 2006.

[2] Vatland, S.; Doyle, P.; Andersen, T.M., “Operaciones integradas: La creación de la compañía petrolífera del

futuro”, Revista ABB 3/2007.

[3] Aakvaag, N.; Frey, J., “Redes de sensores inalámbricos. Nuevas soluciones de interconexión para la

automatización industrial,” Revista ABB 2/2006.

[4] Fundación para la comunicación HART, http://www.hartcomm.org (enero de 2008).

[5] ISA-100, http://www.isa.org

[6] Doyle, P.; Vatland, S.; Petersen, S.; Aasland, C.S.; Andersen, T.M.; Sjong, D. Requirements, Drivers and

Analysis of Wireless Sensor Network Solutions for the Oil & Gas Industry. Actas de la ETFA, 2007.

3 Resultado de una prueba de medición de un sistema WirelessHART

comportamiento de la red SmartMesh

tiempo (horas) fiabilidad estabilidad latencia

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

100

98

96

94

92

90

88

86

84

82

80

500

450

400

350

300

250

late

ncia

(ms)

fiabi

lidad

y e

stab

ilida

d (%

)



Tiene 95 metros de eslora y alberga más de 190 km de cables eléctricos y de instrumentación. Desarrolla una potencia eléctrica total de 120 MW, es respetuosa con el medio ambiente y tiene su hogar en el mar Caspio desde abril de 2007. Llamada cariñosamente Lady of Victories, es una central eléctrica autónoma embarcada sobre una gabarra diseñada para prestar servicio en el yacimiento petrolífero marino de Kashagan, en el mar Caspio. Esta central eléctrica flotante es el resultado de más de dos años de fructífera colaboración entre ABB y Rolls-Royce Power.

Lady of VictoriesEsta central eléctrica autónoma montada en una gabarra se encuentra en su elemento en el mar CaspioFrancesco Gentile

Rolls-Royce, iba a convertirse en el primer módulo de proceso entregado al yacimiento de Kashagan.

El Módulo de generación eléctrica 8La central eléctrica flotante está proyectada para suministrar energía eléctrica al complejo en alta mar Bloque D del yacimiento de Kashagan. El con-trato incluía la ingeniería, la adquisición, la fabricación, la entrega y la puesta en marcha del Módulo de generación eléc-trica nº 8.

La central eléctrica flotante de ABB se proyectó para suministrar energía eléctrica al complejo en alta mar Bloque D del yacimiento de Kashagan, en el mar CaspioLa gabarra desplaza unas 1000 tonela-das, tiene 95 metros de eslora, 16 metros de manga y 5,5 de puntal; el casco es de planchas de acero al carbono de baja temperatura para soportar las condicio-nes meteorológicas extremas del mar Caspio y para cumplir las normas marinas exigidas1). Estos dos factores determinan el tipo de materiales que se deben emplear en otros elementos estructurales para asegurar que el equi-po de la gabarra está adecuadamente protegido durante la navegación. Por ejemplo, a todos los circuitos de tuberías se ha aplicado seguimiento y aislamiento del calor. La gabarra está equipada con cuatro turbogeneradores de 30 MW y sistemas auxiliares, equipos sobre bastidor para acondicionamiento del gas, un sistema de gestión de carga/gestión distribuida (LMS/DMS), transfor-madores elevadores y reductores, apara-menta de maniobra para alta, media y baja tensión y diversas construcciones en la superestructura. Se han satisfecho los requisitos de protección pasiva con-traincendios (PFP) para estas estructuras empleando paneles prefabricados especiales (certificados según la norma “A60”), que garantizan una adecuada resistencia al fuego.

mente sensible con una diversidad de especies de fauna y flora protegidas internacionalmente.

Se decidió que el campo de Kashagan se desarrollaría en tres etapas consecuti-vas, y que esto requeriría una cuidadosa coordinación de operaciones simultá-neas, incluidos el desarrollo y la produc-ción, la construcción de nuevas plantas y la mejora y ampliación de las ya existentes. Durante las tres etapas, la producción aumentará desde un nivel inicial de 75.000 barriles diarios hasta un valor máximo de 1,2 millones de barri-les en la segunda mitad de la próxima década. El desarrollo propuesto incluirá tanto instalaciones de transformación en tierra y mar adentro como líneas tronca-les de interconexión.

La participación de ABB comenzó en la primera etapa de desarrollo del yaci-miento de Kashagan con la firma en septiembre de 2004 de un contrato con Agip KCO B.V., la empresa explotadora del yacimiento, para el diseño de una central eléctrica autónoma flotante. La gabarra Power Generation Barge 8 de ABB, completada en colaboración con

El yacimiento petrolífero de Kasha-gan no solamente es el mayor

descubierto en la concesión PSA del mar Caspio septentrional, sino que, en conjunto, es el mayor descubierto en los últimos 30 años. Está situado a unos 80 km de Atyrau, en Kazajstán, y cubre una superficie de unos 3.400 km2. Contiene unas reservas estimadas de 38.000 millones de barriles de petróleo, de los que 13.000 millones son potencialmente recuperables mediante reinyección de gas.

Por su tamaño y por otras circunstan-cias, el desarrollo del campo de Kasha-gan representa uno de los mayores retos de la industria petrolífera. Esas otras circunstancias son las siguientes: reser-vas profundas a alta presión; crudo con un contenido elevado de azufre (del orden del 16 % al 20 %) combinado con ácido sulfhídrico (H

2S) y aguas po-

co profundas (3-4 metros) que se hielan entre noviembre y marzo. Además, el nivel del mar fluctúa durante el resto del año, no son raras las oscilaciones de temperatura desde 30 °C hasta +40 °C y, como punto final, un entorno tremenda-


Lady of Victories


Equipo principal Cuatro generadores de turbina de gas Rolls-Royce RB 211 6762 de 30 MW. Cada uno de los generadores de turbina está equipa-do con un sistema DLE (bajas emisiones en seco). Esto significa que cada turbina de gas incorpora una caseta de filtros de aire de entrada, una chimenea de escape y un radiador de aceite.

Cuatro paquetes de acondicionamiento del gas combustible, completados con cuatro vías de calentamiento de 60 kW.

Tres generadores diésel de emergencia de 2 MVA.

Equipo eléctrico principal Aparamenta de alta tensión aislada en SF6 de 35 kV a 40,5 kV de tensión.

Aparamenta de media tensión aislada en aire de 6,6 kV a 7,2 kV de tensión.

Cuatro transformadores elevadores de 10/35 kV 35 MVA.

Dos transformadores reductores de 35/6,6 kV 25 MVA.

MCC de baja tensión de 400 V nominales. Unidad de continuidad UPS de 230 VCA, de doble redundancia, de 40 kW nominales.

Cargador de baterías de CC, de 110 V CC, 20 kW de doble redundancia.

Baterías de doble redundancia.

Cuadro 1 Resumen de las características técnicas del Módulo de generación eléctrica 8

Instrumentación y control Sistema de gestión de carga/Sistema de gestión distribuida (LMS/DMS) adecuados para 3.100 entradas y salidas como máximo.

Sistema de detección de incendios y fugas de gas.

Construcciones de la superestructura Construcciones de estructura de acero con un peso total de 300 toneladas.

Dos salas para los generadores de turbina de gas a prueba de explosiones e incendios (cada una de ellas de 450 m2) con clasifica-ción A60.

Una sala eléctrica a prueba de incendios con clasificación A60 de dos niveles con una superficie total de 290 m2.

Bastidores para tuberías. Torre de ventilación.

Varios Calefacción y aire acondicionado:

Calefacción: dos calentadores de 250 kW para la sala de turbinas de gas más otro de 110 kW para la sala de generación principal.

Refrigeración: sistema de refrigeración de 180 kW para la sala de generación principal.

Sistemas antiincendio.Nota a pie de página1) Como prueba de conformidad se exige un

certificado de la Autoridad Naval.


Lady of Victories


ajustaba a las normas internacionales relevantes.

Más de 190 km de cables eléctricos y de instrumentación (y las correspondientes canalizaciones) discurren por zonas

compañía experimentada y totalmente equipada, Malta Shipyards Ltd (MSL), para que trabajara en la construcción de la gabarra.

El casco se fabricó por secciones, empezando por planchas estándar de acero que se montaron a continuación en un dique seco exclusivo. Las cons-trucciones de la superestructura se prefabricaron en una planta de tierra antes de enviarlas al dique seco para su instalación final. Todo el proceso de fabricación estuvo sometido a revisiones continuas por parte de la DNV (Det Norske Veritas)2), que emitían cada vez una certificación formal (Statement of Compliance) que garantizaba que la calidad de la obra completada se

El Cuadro 1 recoge un resumen técnico de la central eléctrica flotante de ABB.

Repaso a la construcciónABB PS&S (Process Solutions and Services) Cuadro 2 , con sede en Milán, fue responsable del proyecto, adquisi-ción, fabricación y entrega de todo el Módulo de generación eléctrica. En cuanto a Rolls-Royce, suministró los cuatro turbogeneradores montados y probados en fábrica.

Más de 190 km de cables eléctricos y de instrumentación (y las correspondientes canalizaciones) discurren por zonas especiales separadas a lo largo de la gabarraSe utilizó el análisis estructural para dimensionar los componentes funda-mentales del casco y las construcciones de la superestructura. En este análisis también se tuvieron en cuenta las posibles cargas dinámicas durante la navegación. El recorrido de tuberías y cables se determinó utilizando una modelización tridimensional que ayudó asimismo a proporcionar detalles cons-tructivos para la fabricación de las bobi-nas y los apoyos de las tuberías. En total se emplearon 100.000 horas-hombre para desarrollar todos los detalles de ingeniería. Se subcontrató a una

ABB Process Solutions & Services (ABB

PS&S) es una compañía con sede en Italia

que pertenece al grupo ABB. Entrega en

todo el mundo soluciones llave en mano

para la industria del petróleo y el gas,

centrales eléctricas y sistemas eléctricos y

de automatización. Con una facturación

anual de casi 500 millones de dólares, la

compañía opera a través de un Centro de

Excelencia especial situado en Sesto San

Giovanni (Milán). La compañía presta

servicios integrados que incluyen ingenie-

ría, adquisición, construcción, entrega y

puesta en marcha, así como servicios de

mantenimiento global.

Cuadro 2 ABB Process Solutions & Services (ABB PS&S)

La central eléctrica flotante alberga más de 190 km de cables eléctricos y de instrumenta-ción. Tiene una potencia eléctrica total de 120 MW.

El casco de la central eléctrica flotante se ha fabricado por secciones. Las construcciones de la superestructura se prefabricaron antes de enviarlas al dique seco.

Plantada en el astillero de fabricación de Malta. La gabarra de 1.000 tone-ladas, 95 metros de eslora, 16 metros de manga y 5,5 metros de puntal empieza a tomar forma.

Nota a pie de página2) Det Norske Veritas (DNV) es una fundación inde-

pendiente cuya “competencia básica es identificar,

evaluar y asesorar la forma de controlar el riesgo.

Ya sea que clasifiquemos un buque, certifiquemos

el sistema de gestión de una compañía automovilis-

ta o asesoremos sobre el mejor mantenimiento

para una plataforma petrolífera anticuada, nuestro

objetivo es mejorar de forma segura y responsable

los resultados comerciales.” (Cita tomada de

http://www.dnv.com, noviembre de 2007).


Lady of Victories


configurar los equipos y los sistemas de la gabarra. La modelización tridimensio-nal fue clave para resolver este aspecto, y también se utilizó para verificar la conexión entre las distintas áreas y la superposición de diversos sistemas. Además, se empleó para definir la configuración y el encaminamiento más efectivos de los sistemas de tuberías y cables eléctricos y de instrumentación. Pero la modelización tridimensional no sólo se aplicó al proceso de ingeniería, sino también, y de forma sistemática, a la etapa de producción.

Las limitaciones impuestas por la reglamentación del tráfico en los diver-sos canales que conducen al yacimiento de Kashagan también plantearon dificul-tades. A pesar de que la gabarra se montó totalmente y se probó antes de su entrega, estas limitaciones obligaron a desmontar temporalmente determina-dos componentes después de la prueba final en el astillero.

Una receta para el éxitoLa gabarra se terminó desde el punto de vista mecánico y fue preentregada en marzo de 2007 en el astillero de Malta. En abril de 2007 fue bautizada oficial-mente como Lady of Victories y entrega-da a Agip KCO por ABB PS&S y Rolls-Royce. La Lady of Victories fue botada finalmente el 22 de abril.

Este notable logro tecnológico y de fabricación no habría sido posible sin el auténtico trabajo en equipo realizado dentro de la organización del proyecto ni sin el compromiso proactivo de unos subcontratistas cualificados y fiables. La integración sin fisuras entre las fases de ingeniería, adquisición y construcción fue posible gracias a la cooperación, el conocimiento y el entusiasmo de todos los miembros del equipo del proyecto. Esta combinación contribuyó asimismo a la puntualidad y la eficacia con que se completó la gabarra, y constituye, en definitiva, una receta para el éxito.

Francesco Gentile

ABB PS&S S.p.A

Sesto San Giovanni, Milán

[email protected]

se resolvió por medio de seminarios e inspecciones de HAZOP (riesgo y ope-rabilidad), SIL (nivel de integridad de la seguridad) y SAFOP (operaciones segu-ras). Estos seminarios se celebraron a lo largo de todo el transcurso del proyecto y asistieron a ellos todos los directamente implicados en el proyecto y consultores de terceros.

Según las normas ATEX (normas inter-nacionales para áreas de riesgo) y SOLAS (normas internacionales que definen la seguridad de los buques en el mar), el diseño cumple los requisitos que garantizan la PFP. Además, la gabarra cumple plenamente las normas navales relevantes.

El resultado final es una central eléctrica que cumple las normas de seguridad más exigentes y que satisface asimismo en su totalidad las políticas de protec-ción ambiental más estrictas.

Aspectos críticosDurante el transcurso del proyecto hubo que resolver algunos problemas relati-vos a la integración eficiente y efectiva de los diversos sistemas en una sola unidad, al tiempo que se cumplían totalmente las normas industriales y de seguridad correspondientes.

El equipo de ingeniería tuvo que superar las limitaciones dimensionales impuestas a la gabarra por las necesida-des concretas de normalización del yacimiento de Kashagan. Estas limitacio-nes influyeron en la forma de situar y

especiales separadas a lo largo de la gabarra, mientras que por todas partes se han instalado dispositivos de detec-ción de fuego y de gas para asegurar una vigilancia continua. Se han diseña-do paneles de clasificación para la conexión con el DCS (sistema de distri-bución y control) de la planta principal que activan acciones apropiadas cuando se detecta fuego o gas.

Una vez que la gabarra estuvo termina-da desde el punto de vista mecánico, se llevaron a cabo con éxito las pruebas de mar en diciembre de 2006 para comprobar y certificar la estabilidad de la gabarra durante la navegación. Estas pruebas fueron presenciadas y acepta-das formalmente por agencias interna-cionales, como DNV y Noble Denton3).

La seguridad, especialmente en el asti-llero de Malta, fue prioritaria a lo largo de todo el proyecto. Al iniciar el proyecto se fijó una meta ambiciosa: ni un solo accidente. Cuando se alcanzó en el astillero de Malta el objetivo inicial de 500.000 horas-hombre sin ningún incidente con pérdida de tiempo (LTI), representantes del gobierno de Malta ofrecieron una ceremonia para celebrar este logro. En el astillero de Malta se invirtieron en total 900.000 horas-hom-bre, de las que nada menos que 700.000 fueron sin LTI. Todo lo relacio-nado con la integración de la seguridad

Llamada oficialmente Lady of Victories, la gabarra fue entregada a Agip KCO por ABB PS&S y Rolls-Royce en abril de 2007. La Lady of Victories fue botada finalmente el 22 de abril.

Nota a pie de página3) http://www.nobledenton.com/ (Noviembre de 2007)


Seguridad

Los ataques electrónicos a los sistemas de automatización de plantas industriales y centrales eléctricas son raros. Sin embargo, cuando se producen, las consecuencias pueden ser muy graves.Las estrategias que se utilizan para proteger las redes de oficina, por ejemplo, no siempre son aplicables a las necesidades de plantas industriales y centrales. Mientras que el tráfico en una red de oficina es en gran parte arbitrario desde el punto de vista de la vigilancia y la detección de intromisiones se limita a menudo al examen de paquetes de datos en busca de atributos concretos, el tráfico de red en una insta-lación industrial suele ser fácil de relacionar con la actividad del sistema. Una desviación sustancial de la pauta esperada puede ser un indicador de intromisión. El sistema 800xA Security Workplace de ABB utiliza este criterio para añadir funciones de seguridad a los sistemas de control del sistema 800xA. Dado que esta solución utiliza conceptos del conocido sistema 800xA, los operarios no necesitan una forma-ción especial en seguridad informática para sacar partido a esta herramienta.

Prohibido el pasoVigilancia de la seguridad informática de la centralMarkus Brändle, Thomas E. Koch, Martin Naedele, Rolf Vahldieck


Prohibido el paso

Seguridad

del operador de proceso sugiere que, idealmente, éste podría actuar como una especie de “primera respuesta” respecto a la seguridad informática.

Una objeción puede ser que este papel de “primera respuesta” exigiría conoci-mientos de tecnologías de la informa-ción y de seguridad informática, que no se suelen encontrar entre el personal de proceso. Esta falta de especialización se está intentando resolver mediante una automatización cada vez mayor de la función de análisis y detección con con-juntos de reglas complejas [2]. La elimi-nación del factor humano, con su falta de conocimiento especializado, del bu-cle del proceso permite tomar decisio-nes rápidas y determinísticas que pro-porcionan respuestas claras en situacio-nes claras. Pero muchas situaciones prácticas son confusas: el entorno es de-masiado dinámico para un conjunto fijo de reglas de detección de ataques, y un enfoque basado en la actualización di-námica del conjunto de reglas volvería a plantear la necesidad de expertos que estén siempre disponibles. En cambio, el planteamiento de ABB es que los operarios de procesos, gracias a su for-mación y a su experiencia diaria de vigi-lancia de centenares de indicadores de proceso, sean muy competentes a la ho-ra de detectar anomalías en valores y sus respectivas correlaciones. Estas per-sonas pueden emplear el sentido común para decidir si una anomalía tiene una explicación no crítica, tanto en los parámetros de control como en áreas relacionadas con la seguridad. Por ejemplo: una pantalla de los orde-nadores de la red de automatización

talaciones de bajo riesgo. Además, hay otros aspectos que pueden hacer que esta solución no sea conveniente. Estos aspectos pueden estar relacionados con la seguridad (se tendría que dar acceso a personal ajeno a la empresa) o con la confianza (¿se puede confiar en que el proveedor externo de servicios sepa valorar adecuadamente las peculiarida-des de las instalaciones industriales y sus riesgos inherentes).

ABB ofrece una tercera alternativa a estas situaciones: la integración de la vigilancia de la seguridad informática en la estructura general del control de procesos.

Vigilancia de la seguridad y control de procesosMuchas empresas tienen capacidades técnicas de detección de ataques, tales como sistemas de detección de intromi-siones basados en red o en un ordena-dor central, o escáneres que analizan los mensajes registrados procedentes de cortafuegos y ordenadores centrales. Pero muchas de ellas no utilizan eficaz-mente estas posibilidades porque care-cen de los recursos humanos necesarios para vigilar los resultados de estas herra-mientas las 24 horas del día.Aunque la seguridad informática de los sistemas de automatización tiene que superar determinadas dificultades espe-ciales (algunas de ellas diferentes de las propias de la informática de oficinas [1]) también presenta ventajas. Una de ellas es que muy a menudo se puede dispo-ner de un operador de proceso para que vigile el comportamiento del siste-ma en todo momento. La disponibilidad

A la vista de la continua evolución de la capacidad de los ordenadores, y

también de las múltiples vías de acceso (conexiones de red, módems, memorias USB, CD, ordenadores portátiles, etc.), no es de extrañar que se estén descu-briendo y explotando continuamente nuevas vulnerabilidades. Ningún meca-nismo de seguridad puede garantizar una invulnerabilidad absoluta contra ataques e intromisiones. Por lo tanto, una arquitectura de seguridad polivalen-te no se apoya sólo en mecanismos pre-ventivos, como cortafuegos y antivirus, sino que también incluye tecnologías y elementos de proceso capaces de detec-tar ataques e intromisiones mientras se producen y de reaccionar contra ellos. Una opción para esa función de detec-ción es un equipo humano dedicado a esa tarea que vigile y analice las intro-misiones. Disponer de un equipo así las 24 horas del día supone un gasto continuo y considerable que puede ser difícil de justificar. Además, atraer y retener a personal cualificado para esos equipos puede ser difícil en un entorno que sólo se enfrenta a un ataque real en muy raras ocasiones.

Una solución más práctica desde el punto de vista económico para una instalación industrial sería suscribirse a un proveedor de servicios de seguridad gestionada, que utiliza instalaciones centrales de vigilancia con un personal altamente cualificado para vigilar continua y simultáneamente las redes de varios clientes. Aunque mucho menos costoso que su equivalente interno, el proveedor externo de servicios podría seguir siendo demasiado caro para ins-

2 Esquema general de la arquitectura del servidor 800xA con Security Workplace

Syslog WMI SNMP SSH

Nodo de servidor 800xA

Servidor OPC de reserva de ABB (PNSM)

Servidor de aspectos

WMI Cliente SSH

Registro de even-tos de Windows

Syslog a EventLog

Scripts PNSM

Scripts PNSM

Scripts PNSM

Scripts PNSM

1 Flujo de datos de System 800xA Security Workplace. Los datos del tráfico de la red se recogen de varios nodos y se analizan en busca de comportamientos anómalos.

Syslog

SyslogWMI

SSH SSH

SNMPSNMP

Syslog

Nodo de Windows Nodo de red

Nodo de servidor 800xA

Nodo de Unix

Se muestra una vista más detallada del nodo del servidor en 2 .


Prohibido el paso

Seguridad

A partir de esto, ABB ha desarrollado una solución de seguridad y salud del sistema para sistemas de control de procesos basada en el marco del sistema 800xA: System 800xA Security Workplace.

El sistema 800xA Security WorkplaceArquitectura del sistema El sistema 800xA Security Workplace consiste en varias etiquetas y guiones que se cargan en el sistema 800xA cuando se ejecuta. El Security Workplace utiliza y aprovecha así las bibliotecas y el marco 800xA base, y demuestra có-mo la flexibilidad y las posi-bilidades directas de integración de la arquitectura 800xA se pueden ampliar a

unos objetivos tan específicos como la vigilancia de la seguridad.

El 800xA Security Workplace incorpora datos de distintas fuentes y admite el acceso mediante distintas tecnologías. 1 muestra una visión general de alto nivel de los sistemas y los flujos de datos en-tre ellos. El prototipo en curso recopila datos de nodos de Windows utilizando mensajes Syslog, Windows Management Instrumentation (WMI). Se accede a los datos de nodos de la red (p.ej., corta-fuegos, interruptores o routers) utilizan-do Simple Network Management Proto-col el (SNMP) y mensajes Syslog. La actual ampliación del producto no incluye nodos de Unix. No obstante, es fácil acceder a datos de los nodos Unix utilizando SNMP, SSH o mensajes Syslog.La arquitectura del nodo de servidor 800xA necesario para acceder a los

tar al operario del proceso utilizando los mismos paradigmas de presenta-ción a los que está acostumbrado por la vigilancia de procesos. Esto incluye gráficos, símbolos, figuras y gráficos de tendencias de proceso, y excluye mensajes que contengan terminología críptica propia de hackers.

El operario del proceso no debería necesitar conocimientos específicos de tecnologías de la información o de seguridad informática para ser capaz de detectar un ataque y de reaccionar con sentido ante el mismo. Algunas reacciones posibles son aislar de las conexiones externas el sistema de automatización, activar islas predeter-minadas de red dentro del sistema de automatización, iniciar un control de vulnerabilidad, recopilar más datos según procedimientos predefinidos o solicitar la ayuda de un experto.

muestra el número de usuarios conectados. Según la experien-cia acumulada por el controla-dor del proceso durante las úl-timas semanas, este número es constante. No necesita saber que el valor real depende de los usuarios humanos conecta-dos (en algunos ordenadores) y de las cuentas de servicio para ciertas aplicaciones. De pronto, observa que en un or-denador central hay un usuario más de lo normal. Casi siempre esto sería una señal muy crítica de riesgo en el ordenador, pues indica que un atacante ha irrumpido en una cuenta de usuario. Pero en este caso, el operario del proceso puede re-lacionar fácilmente la presencia del usuario extra con el hecho de que un técnico haya entra-do recientemente en la sala de control para hacer trabajos de ingeniería. Este ti-po de control de verosimilitud es impo-sible de codificar en un sistema comple-tamente automático, y las falsas alarmas correspondientes están entre las princi-pales causas de su mala reputación [3].El enfoque de ABB consiste en propor-cionar al operario de procesos las herra-mientas y los métodos necesarios para tratar los problemas de seguridad infor-mática de la instalación de forma similar a las desviaciones del proceso [4]. Para ello deben cumplirse las siguientes condiciones: La información relacionada con la seguridad informática se debe presentar al operario del proceso como parte de su entorno de trabajo normal relacionado con el proceso.

La información relacionada con la seguridad informática se debe presen-

3 800xA Security Workplace con esquema general de la red de TI

4 El icono (en 3 ) muestra el estado del sistema de un ordenador en la red.

Sistema: indica el tipo de sistema, es decir, cliente o servidor y el estado general del sistema. Un icono rojo señala que algún valor crucial, como el estado del software antivirus, no se encuentra en las condiciones deseables.

Estado del antivirus: muestra si el proceso antivirus está funcionando y la exploración en acceso se encuentra activada.

Utilización de red: indica la utilización de la interfaz de red.

Integridad de archivos: muestra el estado de integridad de un conjunto determinado de archivos, es decir, si se produce algún cambio.

Uso de memoria y CPU: tendencias que señalan el uso de la memoria y de la CPU.


Prohibido el paso

Seguridad

que explica la información más impor-tante representada por él. La visión general de 800xA Security Workplace contiene también iconos para todos los dispositivos de red. Muestra información básica de los dispositivos: tipo de dispositivo de red, dirección IP, nombre y estado de los puertos. 5 muestra iconos para un cortafuegos (izquierda) y un router con funciones de cortafuegos (derecha). El cortafuegos tiene dos puertos que están conectados; el router tiene un puerto conectado a la red exterior y seis puertos conectados con la red interior. El icono muestra que, de los seis puertos dirigidos hacia el interior, tres están conectados. Los co-lores de los puertos indican su estado: verde para puertos conectados correcta-mente, gris para puertos desconectados correctamente y rojo para puertos mal configurados, es decir, puertos que están conectados, pero no deberían estarlo, o viceversa.

Security Workplace muestra también información del uso de la red en diver-sos enlaces. Unas pequeñas pantallas de tendencias muestran, por ejemplo, la cantidad de datos recibidos y enviados por un dispositivo de red o el número de paquetes recibidos descartados 6 .

Todos los iconos de esta visión general están relacionados con etiquetas que ofrecen información más amplia. Para dispositivos de red, las etiquetas mues-tran el uso de red de todas las interfaces individualmente y contienen tendencias

posibles ataques. No se pretende que el operario indentifique con precisión el tipo de ataque o reaccione ante posibles ataques desde dentro del marco de Security Workplace.El aspecto y la apariencia del Security Workplace se asemeja a un puesto de trabajo 800xA tradicional. Contiene elementos estándar, como etiquetas, pantallas de tendencias y listas de alarmas. Esta integración sin solución de continuidad en el entorno de trabajo habitual facilita la aceptación por parte de los operarios y no introduce la com-plejidad añadida de una nueva interfaz de usuario que introduciría un software especializado de vigilancia de la seguri-dad de un proveedor externo.3 ilustra Security Workplace para un sistema de demostración. Consiste en una red de control de procesos (PCN), una zona desmilitarizada (DMZ) y una red externa no segura (p.ej., Internet o una red de empresa). Estas zonas están separadas por cortafuegos, y la PCN y la DMZ tienen interruptores gestionados para conectar los distintos nodos. La DMZ tiene un servidor proxy que per-mite conectar la PCN desde el exterior. La PCN tiene cuatro sistemas de venta-nas diferentes, un servidor de aspectos 800xA y un servidor de optimización de aspecto 800xA, un servidor de dominios Windows y un puesto de trabajo de operario 800xA.

La representación del sistema informáti-co dentro de Security Workplace se parece a la configuración física real. Así es más fácil que el operario comprenda lo que está buscando. En caso de gran-des sistemas que no caben en una sola pantalla, la red puede, como es normal para representaciones de procesos com-plejos, mostrarse con distintos niveles de detalle en distintas pantallas.Para sistemas basados en Microsoft Windows, la visión general del puesto de trabajo de 800xA Security Workplace representa un resumen de la salud del sistema. 4 muestra un icono del sistema

datos de las distintas fuentes se ilustra en 2 . Se accede a los datos utilizando un sistema 800xA de scripts de vigilan-cia de PC, red y software (PNSM), los cuales proporcionan las interfaces para conectarse a las distintas fuentes de datos1).

La PNSM, que se utiliza como la colum-na vertebral del Security Workplace, es un conjunto de funciones 800xA para vigilar los servidores y los elementos de red en una red de automatización. La PNSM proporciona una biblioteca preconfigurada de activos informáticos que representan dispositivos y procesos del sistema ampliamente utilizados hoy en día en las empresas industriales. A través de la PNSM, Security Workplace incorpora datos del sistema informático completo: datos de dispositivos de red, como cortafuegos e interruptores, de segmentos de red y de sistemas de ordenadores conectados a la red. Los datos recopilados son datos informáticos generales, como cargas de la CPU, y datos específicos de seguridad, como información sobre la instalación de antivirus. Algunos de estos activos infor-máticos y fuentes de información más relacionados con la seguridad informáti-ca se añadieron a Security Workplace.En general, la fácil integración de fuentes de información y el comporta-miento de los componentes, cada vez más autónomo, culminará en la implan-tación de una gestión de la instalación industrial totalmente automatizada y segura [5].

Perspectiva del operarioSecurity Workplace está diseñado para que lo utilice un operario “normal” de 800xA, es decir, por una persona que no necesariamente tendrá formación en seguridad informática ni un conoci-miento profundo de redes y sistemas informáticos. Por tanto, los datos mos-trados no deberían exigir una interpretación experta. Security Work-place debe poder señalar los indicios de

5 Iconos que representan los cortafuegos y sus estados, como se muestran en el esquema general de la red 3

a b

6 Iconos que muestran las cargas de la red (verdes para los datos recibidos y amarillos para los enviados)

Nota a pie de página1) Los distintos métodos de acceso a los datos se

describen con detalle en la documentación técnica.


Prohibido el paso

Seguridad

Puede ser que el técnico esté realmente llevando a cabo una actualización de firmware del cortafuegos, o que su ordenador portátil esté infectado por un gusano que intenta cruzar el cortafuegos.

En 9 se muestra una situación diferente. El sistema Windows vigilado tiene las funciones antivirus desactivadas, y la carga de la CPU es muy alta. El software antivirus desactivado habría disparado una alarma. Como anteriorment, el ope-rario puede tener información para in-terpretar lo sucedido, p. ej., que alguien esté actualizando el software en esa máquina. No obstante, nunca debería desactivarse el antivirus, y esta situación debería, por tanto, ser clasificada como un incidente de seguridad independien-temente de las circunstancias.El sistema 800xA Security Workplace y los servicios asociados de integración se pueden obtener en los servicios de consultoría de seguridad ConsultIT de ABB. Puede ponerse en contacto con Rolf Vahldieck ([email protected]) o con el resto de autores de este artículo.

Markus Brändle

Thomas E. Koch

Martin Naedele

Investigación del Grupo ABB


[email protected]

Rolf Vahldieck

ABB Automation GmbH

Minden, Alemania

[email protected]

Referencias

[1] Naedele, M., Addressing IT Security for Critical

Control Systems, 40th Hawaii Int. Conf. on System

Sciences (HICSS-40), Hawaii, enero de 2007.

[2] http://www.sandia.gov/news/resources/relea-

ses/2006/logiic-project.html (Noviembre de 2007)

[3] IDS is dead, Gartner 2003.

[4] Naedele, M.; Biderbost, O. Human-Assisted

Intrusion Detection for Process Control Systems

2nd Int. Conf. on Applied Cryptography and

Net-work Security (ACNS) Tunxi/Huangshan,

China, junio de 2004.

[5] Koch, T.E.; Gelle, E.; Ungar, R.; Hårsta, J.;

Tingle, L. “Computación autónoma”, Revista ABB

1/2005, páginas 55–57.

Lectura recomendada:

Naedele, M.; Dzung, D.; Vahldieck, R.; Oyen, D.

Seguridad de los sistemas de información industrial

(tutorial en tres partes), parte 1: Revista ABB 2/2005,

páginas 66–70; parte 2: 3/2005, páginas 74–78;

parte 3: 4/2005, páginas 69–74.

Workplace permite definir umbrales para distintos valores que, cuando se sobrepasan, disparan una alarma. La mecánica es similar a la supervisión normal de procesos. Sin embargo, a di-ferencia de otros enfoques de la detec-ción de intromisiones (IDS), no se defi-nen previamente los umbrales, sino que el operario decide lo que es normal y lo que no.Las cargas de red, por ejemplo, se vigilan constantemente; un aumento súbito del tráfico provocará una alerta. Las desviaciones de las cargas normales de red pueden indicar un incidente de seguridad, como el escaneado de la red o un programa malintencionado que intenta enviar datos. 7 muestra una situación en la que el tráfico de red en un cortafuegos es anormal y unidirec-cional, es decir, el tráfico sólo llega al cortafuegos y no se retransmite. Ade-más, la carga de red ha sobrepasado el umbral (indicado por el signo de admi-ración) y alguno de los paquetes es erróneo (como indica el color rojo de la curva de datos). El hecho de que no se envíe casi nada de tráfico desde el cor-tafuegos a ninguna interfaz sugiere que alguien está explorando el cortafuegos, o intentando enviar datos al PCN que está bloqueado por el cortafuegos. Am-bos extremos serían una clara señal de ataque. Pero también podría tratarse de un técnico que está cargando en el cor-tafuegos un archivo, p. ej., un nuevo fir-mware, y ha provocado la carga de tráfi-co anormal. No obstante, el elevado nú-mero de paquetes erróneos lo hace im-probable.

Aunque la información que se muestra en 7 da indicaciones sobre el tipo de ataque, sigue sin estar claro dónde se ha originado. Esta información hay que buscarla en otra parte de Security Work-place: 8 muestra el interruptor de red que reside en la DMZ, que también está conectada a la interfaz exterior del cortafuegos. Poco antes del ataque, el puerto de la derecha del gráfico comen-zó a parpadear en rojo. Esto significa que un dispositivo, (p. ej., un ordenador portátil) se ha conectado a ese puerto físico, aunque ese puerto no debería estar conectado a nada.El ajuste entre las informaciones y el hecho de que el operario sabe que un técnico está llevando a cabo manteni-miento de la red DMZ permite a aquél suponer la causa de la irregularidad.

detalladas para cada interfaz que mues-tran el número de paquetes recibidos, enviados, descartados, erróneos, etc. En sistemas Microsoft Windows, las etique-tas contienen información detallada so-bre el sistema operativo (p.ej., versión, paquete de servicio instalado), las sesiones activas, la situación de los hilos en ejecución y las tendencias de uso de la CPU y de la memoria y la actividad de los hilos.

Ejemplo de detección de irregularidadesSecurity Workplace fue diseñado para detectar signos de ataques y alertar al operario. Una parte importante de la detección de ataques es definir primera-mente el estado “normal” del sistema.

7 Posible ataque a un cortafuegos

8 Icono de cambio que muestra el uso no permitido de un puerto (rojo)

9 Icono del sistema Windows con antivirus desactivado

Muchas empresas están utilizando actualmente la tecnología de la información (TI) como forma de controlar y vigilar eficazmente sus sistemas de automatización de procesos. Si bien las modernas tecnologías de información y comunicación permiten un acceso a distancia y confidencial a la información mediante la simple pulsación de un botón, siempre está presente el peligro de que también personas no autorizadas puedan acceder a ella fraudulentamente. Estas compañías están haciendo un esfuerzo considerable para proteger sus sistemas de automatización contra ciberataques y otras amenazas para la seguridad de la información. El esfuerzo también es necesario para cumplir las normas industriales y el número creciente de exigencias legales que entran en vigor. El inconveniente es que muchas empresas precisan adquirir una considerable experiencia en el campo de la seguridad informática, y esto puede ser muy costoso.

Otra planteamiento es encontrar un socio de confianza que proporcione los servicios que permitan satisfacer todos esos requisitos sin tener que invertir en nuevos recursos. ABB es una de las empresas que está en situación de prestar tales servicios. Mediante su Remote Monitoring and Operations Services, ABB puede garantizar el funcionamiento seguro del sistema de automatización de procesos de la compañía mientras el cliente se concentra en la importante cuestión de aumentar sus beneficios.

Un futuro seguroEl servicio Remote Monitoring and Operation Services (Servicios de Vigilancia y Explotación a Distancia) de ABB está cambiando la forma de controlar los sistemas de automatización de procesosRagnar Schierholz, Bjarte Birkeland, Martin Naedele


Seguridad


Un futuro seguro

Seguridad

incluyen un aumento de la cantidad de petróleo extraído, la aceleración de la producción y la reducción de los costes de explotación. La OLF calcula que la implantación de la IO requerirá una inversión de unos 25.000 millones de coronas noruegas (4.600 millones de dólares estadounidenses), mientras que el valor potencial de la inversión

del Petróleo), la OLF, es “el uso de la tecnología de la información para mo-dificar los procesos de trabajo a fin de alcanzar mejores decisiones, controlar a distancia equipos y procesos y tras-ladar a tierra funciones y personal”. Por tanto, la idea principal de la IO es hacer más eficaces todos los procesos de trabajo (planificación, producción y mantenimiento) entre organizacio-nes (como productores de petróleo y sus proveedores) y lugares (en tierra y en alta mar). Los beneficios esperados

La tecnología de la información (TI) está ayudando a muchas empresas

a hacer más eficaces sus procesos, y quienes han seguido esta vía han visto incrementar la productividad y han obtenido mayores beneficios. La in-dustria noruega del petróleo y el gas está siguiendo esta vía bajo la deno-minación “Integrated Operations” (IO) (operaciones integradas)1). Integrated Operations, según la definición de la Norwegian Oil Industry Association (Asociación Noruega de la Industria

Nota a pie de página1) http://www.olf. no/english/news/?52210

(Diciembre 2007)

1 Ejemplo de proceso de trabajo a distancia: un diagrama de flujo de proceso típico, con los mecanismos correspondientes de seguridad para el trabajo a distancia en las instalaciones del cliente. Se presenta un ejemplo de actualización en una aplicación instalada localmente, en la que se contempla la transferencia de archivos y el acceso interactivo al ordenador central.

Entrada: Vulnerabilidad que se acaba de descubrir y parche Datos de configuraciónActividades: Analizar vulnerabilidad Evaluar criticidad Probar parches y desarrollar plan de acción Identificar recursos aplicables Aprobar plan de acción en CABProcesos relacionados: Gestión de alertas en la zona Gestión de la configuración

Actividades: Cargar los archivos del parche en el servidor de archivosProcesos relacionados: Gestión de cambios – cuentas de usuario en el servidor de archivos

Para la cuenta de usuario, el acceso físico y el acceso a la red: gestión de cambios de ARMOR & SE de ABB.

Para la cuenta de usuario y el acceso a la red: con gestión de red corporativa de ABB

Para la cuenta de usuario y el acceso a la red: gestión de cambios de ARMOR & SE de ABB.

Actividades: Comprobación automática de virus en el servidor de archivos Transferencia al entorno de usuario en el servidor terminal

Actividades: Acceso del usuario a ARMOR Conexión (logon) del usuario al servidor terminalProcesos relacionados: Gestión de cambios – acceso a ARMOR Gestión de cambios – cuentas de usuario en el ordenador central y el servidor terminal de ARMOR

Actividades: Transferencia de archivos al ordenador de destino en el emplazamiento del cliente Acceso (logon) del usuario al ordenador de destino en el emplazamiento del cliente Instalación local del parche en los ordenadores de destino de acuerdo con el plan de trabajos aprobado Procesos relacionados: Gestión de cambios – acceso a conectividad con el emplazamiento del cliente Gestión de cambios – cuentas de usuario en el ordenador principal en el emplazamiento del cliente Gestión de cambios – plan de trabajos aprobado

Actividades: Actualización de los datos de configuración en la CMDB de acuerdo con las acciones del plan de trabajos ejecutadasProcesos relacionados: Gestión de cambios – plan de trabajos aprobado Gestión de cambios



a c e

b

d

f

a

b

d

e

f

f

c

Red corporativa de ABB

Emplazamiento AOperador B

Emplazamiento XOperador Y

ARMOR x Entorno del ordenador central

Red administrativa

Servicios a cargo del ordenador central

Entorno de servicios

ISP

RPV

RPV

SOIL

Internet

ARMOR y


Un futuro seguro

Seguridad

en gestión y seguridad de TI de ABB sin invertir en nuevos recursos propios. En otras palabras: la seguridad y el buen comportamiento de todo el sistema es responsabilidad de ABB.

Un entorno seguroABB presta este servicio utilizando una infraestructura que comprende cuatro componentes de alto nivel: Acceso a distancia a los sistemas de automatización del lugar, incluido un acceso interactivo por medio de servicios de terminal, así como medios de transferencia de archivos.

Salas especialmente protegidas para los operarios de tierra conocidas co-mo ARMOR (ABB Remote Monitoring and Operations Room) (Sala de Vigilancia y Operaciones a Distancia de ABB) situadas en distintos lugares. Solamente desde estas salas especia -les se pueden ejecutar trabajos a distancia en instalaciones en funcionamiento.

Un juego de aplicaciones de centro de servicio multiusuario4) (Entorno de Servicio, SE). Este conjunto ofrece todas las funciones necesarias para la gestión de peticiones de servicios y otros incidentes. También incluye una Configuration Management Database (CMDB) (Base de Datos de Gestión de Configuraciones) que forma la base del servicio de inventarios de emplazamientos y proporciona datos para otros servicios.

Un entorno de oficina en el que trabaja personal de los centros de servicio y donde se dispone de medios de prueba para las configura-ciones del producto.

mote Diagnostic Service (Servicio de Diagnóstico a Distancia) ha ayudado satisfactoriamente a los clientes a au-mentar el rendimiento de sus activos mediante la optimización de las opera-ciones de las plantas y la reducción del esfuerzo de mantenimiento. Ahora, ABB ha dado un paso más para asegurar una operación segura dentro del ámbito de la automatización de procesos. Adaptan-do su método de Gestión de Servicios de TI a la biblioteca IT Infrastructure Library (ITIL)2), ABB ha ampliado su car-tera de servicios para incluir el servicio Remote Monitoring and Operation Servi-ces. Con este conjunto de servicios se cubren aspectos como la gestión de in-cidentes, el mantenimiento de una base de datos3) de inventario del emplaza-miento, la instalación y el mantenimien-to del sistema, así como una vigilancia a distancia del estado por parte de ABB y equipos de terceras partes, una gestión de cliente y servidor seguros o copia de seguridad in situ o a distancia 1 . Si se subcontratan todos estos servicios con ABB, el operador no sólo consigue unos servicios de mantenimiento a distancia del sistema de automatización que son seguros y cumplen las normas, sino que además se beneficia de la experiencia

a lo largo de los próximos 15 años se estima en 250.000 millones de coronas noruegas (46.000 millones de dólares).Las modernas tecnologías de la informa-ción y las comunicaciones constituyen la base en que se apoya la IO. Sin embargo, el tendido de conexiones independientes con sitios alejados, como plataformas petrolíferas en el mar de Noruega o yacimientos de gas en el Cabo Norte, por parte de cada operador y proveedor es totalmente prohibitivo. Por tanto, la solución más económica es utilizar una infraestructura compartida basada en la tecnología actual de Internet. La conectividad basada en la tecnología de Internet, o incluso en la propia Internet, exige un nivel mucho más alto de seguridad de la información que las anteriores instalaciones de siste-mas de control aislados. La OLF ha abordado esto elaborando unos requisi-tos básicos de seguridad de la informa-ción (ISBR) para la producción de pe-tróleo y gas. De hecho, estos requisitos están en línea con muchas iniciativas in-ternacionales de seguridad.

Remote Monitoring and OperationABB no es ajena al mundo de la tecno-logía de la información. Su oferta de Re-

Notas a pie de página2) La biblioteca IT Infrastructure Library (ITIL) es una es-

tructura completa de procesos para la gestión de ser-vicios de TI, desarrollada originalmente por la Central Computer and Telecommunications Agency (CCTA) (Agencia Central de Informática y Telecomunicaciones) del Gobierno del Reino Unido). Reúne varios métodos anteriores en un conjunto coherente de procesos. Sin embargo, los procesos se describen en un nivel gené-rico, y para poder aplicar el método ITIL hay que de-sarrollar una definición concreta y más detallada de la organización. Para más información sobre ITIL, véase http://www.itil-officialsite. com/ o http://www.itil.org/.

3) Cada emplazamiento –por ejemplo, una plataforma petrolífera– tiene su propio inventario; los inventarios de todos los emplazamientos se guardan en una base de datos gestionada centralmente.

4) Multiusuario se refiere a la posibilidad de que un administrador mantenga datos de varios clientes y les proporcione servicios al mismo tiempo. Se comporta como si fuera un sistema independiente para cada cliente. Esto reduce los costes de explotación y aumenta el rendimiento y la capacidad de ampliación.

2 Los procesos principales de apoyo al cliente y modificación en el Entorno de Servicios

Acuerdo de nivel de servicios

Gestión de la configuraciónInventario actualizado del emplazamiento

Mostrador de servicioPunto único de contacto

Gestión de incidentes

EIT

3ª parteSimulador

Telecom

Traslado del

proyecto

Alertas en la zona

Gestión del proyecto

Información de eventos

de seguridad

Gestión segura del servidor del cliente

Equipo de cuentas

Gestión de alarmas del

sistema

Gestión de accesos

Planificación de la

evolución

Gestión de recursos

Nuevo emplazamiento

Servicio Operaciones Modificaciones

Gestión de cambiosAseguramiento de la calidad de los trabajos P

RO

CES

OS ISO FORMACIÓN

HERRAMIENTA

SABB Remote Monitoring and Operations

Room (ARMOR)


Un futuro seguro

Seguridad

transferencias de archivos entre empla-zamientos de clientes. Los usuarios no pueden colocar datos en las estaciones de trabajo ARMOR. En lugar de ello, los datos necesarios para el trabajo a distan-cia en los sistemas del cliente se deben transferir a un servidor de archivos del entorno del ordenador central a través de sesiones con seguridad SSL. En el servidor de archivos se exploran los datos para determinar si hay virus o software malintencionado. Si el resultado de la exploración es negativo, se ponen los datos a disposición de la sesión del servidor de terminales del usuario y pueden transferirse a los sistemas del cliente.

Los sistemas del cliente, que constituyen el tercer nivel, pueden ser servidores, tales como servidores OPC o nodos del sistema 800xA, o clientes, tales como estaciones de trabajo de este mismo sistema. Un sistema típico de cliente puede incluir subniveles. El acceso interactivo a los sistemas in situ, así como las transferencias de archivos a los mismos y desde ellos, se realiza de acuerdo con procedimientos definidos por las normas de seguridad de los clientes. Éstos pueden imponer detalles técnicos, tales como mecanismos para la transferencia de archivos por medio de FTP seguro o puntos de cifrado, con procedimientos de conexión bajo control del cliente6).

Además de los controles técnicos de seguridad, los procesos de gestión cons-tituyen elementos clave de las normas y reglas comunes de seguridad de la información. Se suelen incluir en este apartado la gestión de incidentes, la gestión de cambios, la gestión de la configuración, la gestión de alertas de campo y la gestión de continuidad de la actividad 2 . Para las operaciones ARMOR y SE se emplean definiciones de proceso y directrices operativas que cumplen las normas relevantes.

Procesos de gestión: un breve vistazoLa gestión de alertas de campo cubre tanto el sistema del cliente como el entorno exterior. El sistema de automati-zación del proceso del cliente se vigila constantemente con el componente

ARMOR está conectada al entorno del ordenador central por medio de una conexión VPN reservada, y el perímetro de cada red está protegido con un cortafuegos. Solamente están autoriza-das las conexiones de red entre las salas ARMOR y los servidores reservados del entorno del ordenador central.El segundo nivel es una infraestructura de servidor en el entorno del ordenador central. Pertenecen a este entorno los siguientes componentes: servidores de terminal, a los que se conectan los usua-rios de las salas ARMOR, servidores de archivos que permiten las transferencias de archivos entre los emplazamientos, un servidor de red, un servidor de apli-caciones y un servidor de base de datos. También se pueden encontrar en el entorno del ordenador central otros servidores con fines administrativos, tales como controladores de dominio y servidores de reserva. Un conjunto de cortafuegos protege el entorno del orde-nador central, y únicamente se pueden conectar con los servidores clientes de los segmentos autorizados de la red (por ejemplo, desde ARMOR o desde emplazamientos de clientes registrados) provistos de protocolos autorizados. Los servidores con distintas funcionalidades están separados por VLAN y su co-nexión solamente es posible a través de un cortafuegos. De esta forma se pue-den aplicar distintos niveles de seguri-dad a los diversos servidores.

Para el acceso interactivo a los emplazamientos de los clientes se utilizan aplicaciones de duplicación de pantalla (mirroring), tales como Citrix o Microsoft Terminal Services. Las co-nexiones de entrada hacia el servidor de terminal solamente se permiten si se originan en las salas ARMOR. Solamente se permiten las conexiones de salida a servidores de terminal registrados en los emplazamientos de cliente utilizando el protocolo registrado para el servidor correspondiente. Cada usuario autoriza-do tiene una cuenta individual en el servidor de terminales. Los perfiles de cada usuario individual contendrán in-formación que solamente corresponde a los servidores de terminales del empla-zamiento del cliente que el usuario esté autorizado a utilizar. La autorización y el registro de emplazamientos del cliente se realizan mediante el proceso de gestión de cambios.Se aplica la misma autorización a las

La conectividad entre estos componen-tes se consigue por medio de un Secure Oil Information Link (SOIL) (Enlace Seguro de Información del Petróleo) y redes privadas virtuales (VPN) reserva-das. SOIL es una extranet operada por un consorcio de todos los participantes principales en el mercado noruego del petróleo y el gas. Proporciona conectivi-dad y servicios básicos de red a sus miembros de la industria del petróleo y el gas del Mar del Norte, y se está ampliando su utilización para incluir otros participantes de todo el mundo.

Los requisitos de seguridad de cualquier infraestructura de servicios dependen principalmente de dos cosas: la seguri-dad del sistema y de la red de automati-zación del cliente nunca deben estar en peligro; y la infraestructura de acceso a distancia, ARMOR y SE, debe protegerse contra interferencias malintencionadas. Por tanto, en ambos casos hace falta proteger el perímetro, la gestión de cuentas y el control de acceso, la pro-tección contra software malintencionado y la gestión de parches. Estas soluciones deben cumplir las normas y los regla-mentos de seguridad generales y del sistema de automatización del proceso. Además de controles de seguridad técni-ca, también deben implantarse procedi-mientos operativos que garanticen una gestión continua de la seguridad y unas operaciones seguras.

En los párrafos siguientes se describe la aplicación de la infraestructura de ABB en un sistema de automatización de procesos.

ARMOR y arquitectura SEEl acceso a distancia a sistemas in situ se lleva a cabo por medio de una arqui-tectura multinivel. El primer nivel está formado por las salas ARMOR. El acceso a estas salas solamente es posible con una tarjeta magnética protegida por un PIN que se emite después de que el empleado haya recibido una formación especial5). Los ordenadores de cada sala ARMOR están situados en un armario cerrado. El acceso está limitado exclusi-vamente al personal administrativo, y no está permitido durante el trabajo a distancia. Las cuentas de usuario de estas estaciones de trabajo se gestionan por medio del servicio Secure Client and Server Management (Gestión de Cliente y Servidor Seguros) de ABB. Cada red

Notas a pie de página5) Se deben pasar cursos recordatorios una vez al año.6) Con fines contables.


Un futuro seguro

Seguridad

los aspectos de seguridad de la tecnolo-gía de la información en los sistemas de automatización y que está dedicada a su investigación. El objetivo de la oferta del Remote Monitoring and Operations Ser-vice de ABB es traducir esta experiencia en un abanico completo de servicios que no solamente ayuden a los clientes de ABB a operar y asegurar sus sistemas de automatización y las redes de central, sino que también garantice que se cumplen las normas y los reglamentos y las mejores prácticas de la industria. Esta asistencia se puede prolongar hasta la operación a distancia de todo el sistema de automatización del proceso por parte del personal de servicio de ABB. Para este fin, la compañía proyecta montar instalaciones del tipo ARMOR por todo el mundo, empezando por regiones con grandes industrias de petróleo y gas, tales como el Golfo de Méjico o el Medio Oriente. Con ello, ABB podrá proporcionar una asistencia eficiente y experta en todo momento a un mayor número de clientes.

El entorno de servicio de ABB no se limita únicamente a la industria del petróleo y el gas. Los clientes de otros sectores, como la generación eléctrica o las plantas de proceso, podrán en poco tiempo recoger los beneficios de estos servicios. Empleando la experiencia adquirida en la industria del petróleo y el gas, el departamento de investigación de ABB trabaja actualmente en una ar-quitectura de referencia para construir una infraestructura segura de acceso a distancia que sea adecuada para otros sectores y para otras unidades comercia-les.

Ragnar Schierholz

Martin Naedele

Investigación del Grupo ABB


[email protected]

[email protected]

Bjarte Birkeland

ABB AS

Bergen, Norway

[email protected]

Nota a pie de página7) En este contexto, “entorno exterior” significa información

exterior relevante para un componente del sistema que

desencadena un incidente (por oposición a una alerta

que procede de un componente del sistema).

también puede ser iniciada por peticio-nes de servicio presentadas por los clientes, que se tratan dependiendo de la naturaleza del incidente. Ciertos casos pueden ser manejados por la aplicación del centro de servicio, en tanto que otros se trasladarán al proceso de gestión de cambios.

En el proceso de gestión de cambios, todas las peticiones de cambios y la documentación correspondiente (por ejemplo, los informes de pruebas de actualizaciones o parches) las revisa y aprueba un Change Advisory Board (CAB) (Consejo Asesor de Cambios). Además de la gestión de incidentes, la gestión de versiones puede también dis-parar el proceso de gestión de cambios.Los cambios efectivos de la configura-ción de un sistema los maneja un proce-so de gestión de la configuración. En la CMDB se mantiene toda la información necesaria para el funcionamiento y el servicio del sistema, incluyendo elemen-tos de configuración tales como los nodos de red. El proceso de gestión de la configuración asegura que todos los elementos de la configuración están adecuadamente registrados y actualiza-dos, lo que permite a ABB presentar en todo momento un inventario exacto de todo el sistema de automatización del proceso.

Visión del [no tan lejano] futuroEn los últimos años, ABB ha demostra-do una y otra vez que está al tanto de

Asset Optimizer (Optimizador de Recur-sos), de forma que se puedan prevenir los fallos. Los datos se envían desde el sistema a la aplicación del centro de servicio, donde se procesan y son exa-minados por el personal de operaciones. Estos datos incluyen información acerca del estado de seguridad del sistema de control del proceso como, por ejemplo, el número de intentos fallidos de co-nexión, el número de sesiones activas o si ha habido un número excesivo de intentos de conexión rechazados en los cortafuegos. Se alerta al operario sobre los datos que satisfacen determinadas condiciones predefinidas (por ejemplo, cierto número de intentos fallidos de conexión) o que se desvían del compor-tamiento normal. Cuando ocurre esto, los datos se tratan utilizando la gestión de incidentes. Por lo que se refiere a incidentes que proceden del entorno exterior7), se mantiene una lista de pro-ductos (tanto de ABB como de terceras partes) utilizados en cualquiera de los emplazamientos contratados. Para estos productos se vigilan aspectos como la notificación de actualizaciones o el descubrimiento de vulnerabilidades. Un equipo de servicio evalúa el descubri-miento de vulnerabilidades, las nuevas actualizaciones o los parches y extrae posteriormente algún tipo de plan de aplicación. El equipo de servicio identi-fica con la CMDB los sistemas afectados e inicia un proceso de gestión de cam-bios para adoptar las medidas que sean necesarias. La gestión de incidentes

Shell ha suscrito un contrato de Entorno de Servicios completo con ABB. En la firma del contrato aparecen el Director de Operaciones de Shell, Gunnar Ervik, y Bjarte Pedersen, Director de ABB Oil & Gas.


ETERNOS PIONEROS

Las máquinas eléctricas giratorias han desempeñado un papel funda-mental en el desarrollo de la sociedad moderna. Generan prácticamente toda la electricidad y realizan la mayor parte del trabajo mecánico en la industria, el sector público y los hogares. El motor eléctrico es, con diferencia, el tipo de motor más versátil si se compara con los motores de combustión, hidráulicos y neumáticos y con los distintos tipos de turbinas. El dominio de los motores eléctricos se debe principal-mente a que entregan la fuerza de forma sencilla y limpia, a unos costes relativamente bajos, a su elevada eficacia y fiabilidad, a la facilidad de control y a su adaptabilidad a diversas aplicaciones. Estas máqui-nas eléctricas giratorias cubren un intervalo de potencias sin parangón, desde microvatios a gigavatios. ABB, junto con sus empresas predecesoras ASEA y BBC, ha contribuido sustan-cialmente al desarrollo de las máqui-nas eléctricas, especialmente para aplicaciones industriales y de infraes-tructuras.

125 años funcionandoDesde sus primeros pasos, ABB ha sido pionera en la construcción de máquinas y motores eléctricosSture Eriksson


125 años funcionando

de la máquina sólo se puede reducir aumentando la intensidad y la densidad de flujo. Esta última está limitada por la saturación magnética del hierro en los núcleos del estator y el rotor. Lo que queda es el aumento de la intensidad lineal, que provoca pérdidas mayores en el cobre de los devanados. Éste era el método tradicional para desarrollar máquinas cada vez más pequeñas por medio de materiales capaces de soportar temperaturas más altas y aplicando mejores métodos de refrigeración.

Las máquinas eléctricas están sometidas a varios tipos de tensiones –eléctricas, mecánicas, térmicas y químicas– a menudo combinadas. El aislamiento debe ser capaz de soportar un campo eléctrico intenso, y al diseñar los rotores hay que tener en cuenta las fuerzas centrífugas. Otras tensiones mecánicas son las provocadas por fuerzas electro-dinámicas estacionarias y transitorias. A pesar de la alta eficacia, las pérdidas provocan temperaturas elevadas en dis-tintas partes de la máquina. También hay que tener en cuenta las tensiones provocadas por las atmósferas peligro-sas, la humedad y el polvo. Así pues, no es de extrañar que el desarrollo de máquinas eléctricas se haya convertido en una actividad multidisciplinar en la que intervienen científicos especializa-dos en electricidad, mecánica y materiales, entre otras disciplinas.

DesarrolloEl desarrollo durante estos 125 años se ha centrado en la necesidad de los clientes de disponer de máquinas más

Aspectos técnicosEl funcionamiento de los generadores y de los motores se basa en la interacción entre corrientes eléctricas, flujos magné-ticos y fuerzas mecánicas. Estos fenóme-nos se pueden aprovechar mediante varias topologías diferentes, pero la más corriente ha sido la máquina tradicional de flujo radial con rotor interior y esta-tor exterior. La Ecuación 1 , derivada de las ecuaciones de Maxwell, sirve para calcular la potencia de una máquina de este tipo.

Ecuación 1 P = k · n · D2 · L · As · Bδ

donde:P = potencia; k = constante; n = veloci-dad, D = diámetro del espacio de aire; L = longitud activa; A

s = carga de inten-

sidad lineal; y Bδ = densidad del flujo en el espacio de aire.

El desarrollo de máquinas eléctricas ha dependido en gran medida de otros campos tecnológicos.

Esta ecuación señala que la potencia es directamente proporcional a la veloci-dad de rotación, a las dimensiones físicas de la máquina, al diámetro del espacio de aire y su longitud activa, a la carga de intensidad lineal y a la densi-dad del flujo en el espacio de aire. Los proyectistas de máquinas eléctricas siempre se han esforzado por desarro-llar generadores y motores más peque-ños y más económicos. La Ecuación 1 indi-ca que, a una velocidad dada, el tamaño

Los descubrimientos básicos del electromagnetismo, que fueron

un requisito previo para el desarrollo de los motores eléctricos, se hicieron entre los decenios de 1820 y 1840, y los prototipos de algunas máquinas eléctricas primitivas se presentaron a mediados del siglo XIX. La fabricación de máquinas útiles empezó en el decenio de 1870. Estas máquinas eléctricas fueron fundamentales para la fundación de ASEA y BBC.La compañía sueca ASEA se fundó en 1883 a raíz de que el joven ingeniero Jonas Wenström (1855–1893) inventara una dinamo de corriente continua. Esta dinamo se proyectó para el suministro de electricidad a instalaciones de alum-brado 1 . En 1890, se le concedió tam-bién a Wenström una patente por un sistema trifásico que consistía en un generador síncrono, un transformador y un motor asíncrono. Wenström está considerado uno de los –pocos– inventores independientes del motor trifásico.

En 1891, Charles E. L. Brown (1863–1924) fundó, en asociación con Walter Boveri (1865–1924), la compañía BBC. Antes, Brown había sido director del departamento eléctrico de otra compa-ñía suiza, Oerlikon. Allí Brown desarro-lló máquinas de corriente alterna y continua, en particular el generador para la primera instalación trifásica de transporte de electricidad del mundo. Charles Brown aportó algunos otros inventos brillantes hacia finales del siglo XIX, entre ellos, el turbogenerador con rotor cilíndrico.

ETERNOS PIONEROS

1 La primera dinamo de Wenström, fabricada en 1882

2 Motor reversible de CC con doble inducido para plantas de laminación. Accionamiento en tándem BBC en servicio desde 1956.



ETERNOS PIONEROS

Todas las máquinas de corriente conti-nua llevaban polos exteriores, con los devanados del inducido montados en el rotor y conectados al colector. Solían ser abiertos, para facilitar la ventilación, o estar provistos de un ventilador externo si eran cerrados. El anillo del estator y los polos se fabricaron durante mucho tiempo en hierro macizo. Pero la necesi-dad de un control rápido y la introduc-ción del rectificador de tiristores, que causaban muchos armónicos, llevaron a utilizar acero laminado en el estator. La conmutación ha sido siempre un factor crítico y limitador para las máquinas de corriente continua, incluso cuando mejoró la situación con la utilización de polos de conmutación y devanados de compensación a principios del siglo XX. Los accionamientos reversibles, en plantas de laminado, por ejemplo, exi-gían un cambio de sentido de giro tan rápido que se hicieron grandes esfuer-zos para desarrollar motores de inercia reducida. En muchos casos, fue incluso necesario repartir la potencia entre dos motores conectados mecánicamente, disposición conocida como acciona-miento en tándem 2 .

ASEA entregó a la URSS, a mediados del decenio de 1970, un notable motor de corriente continua para accionar una gran centrifugadora médica para el en-trenamiento de los cosmonautas. Este motor, capaz de acelerar la centrifuga-dora con un par de 1.100 Tm, tenía un eje vertical y es probablemente el mayor motor de corriente continua jamás fabri-cado. Hasta entonces, los mayores mo-tores para líneas de laminación tenían un par máximo del orden de 400 Tm.

El final de la era de los motores de co-rriente continua ha sido anunciado una y otra vez a lo largo de varias décadas, pero la tecnología ha conseguido sobre-vivir, aunque con una cuota de mercado muy reducida. El motor de corriente continua es fácil de controlar con precisión, y muchos clientes todavía los prefieren para aplicaciones como grúas y maquinaria de elevación para minas, hormigoneras y máquinas de extrusión, telesillas de esquí y bancos de pruebas, entre otras aplicaciones. Hoy en día, ABB ofrece motores de corriente continua de 1 a 2.000 kW de potencia. La última serie de estos motores, que cubre la gama de 25 a 1.400 kW, se presentó hace pocos años.

La introducción del sistema de control de motores Ward Leonard, en el que el motor de corriente continua se alimenta-ba con la tensión variable procedente de un convertidor giratorio formado por un motor de corriente alterna y un ge-nerador de corriente continua, constitu-yó un gran adelanto. El sistema no sólo proporcionaba un buen control de la velocidad, sino que además generaba electricidad al frenar. El inconveniente era, naturalmente, que necesitaba tres máquinas, por lo que era caro y volumi-noso. Tanto ASEA como BBC utilizaron el sistema Leonard desde principios a mediados del siglo XX para aplicaciones como máquinas de papel, líneas de la-minación, maquinaria de elevación para minas, grúas y máquinas herramienta. El tamaño de los motores aumentó rápi-damente; en 1915, por ejemplo, se en-tregó un motor de corriente continua con una potencia máxima de 7.000 kW para una línea reversible de laminación de Suecia.

Los motores de corriente continua con convertidores estáticos empezaron a uti-lizarse en el decenio de 1930, cuando aparecieron los rectificadores de arco de mercurio controlados por rejilla. Así se mejoró la eficacia del sistema en un 4 – 5 % respecto al sistema Leonard, aunque los rectificadores eran caros y se utilizaron sólo para motores relativa-mente grandes. No obstante, estos dos sistemas de accionamientos eran la última tecnología para aplicaciones exigentes, como la laminación y las máquinas para la industria papelera, hasta que se introdujeron hacia 1960 los convertidores de semiconductores de silicio: primero los rectificadores de diodos y poco después los de tiristores. Los primeros tiristores no tenían poten-cia suficiente para los sistemas de accio-namientos más grandes –sólo llegaban hasta 300 kW–, pero el desarrollo fue rápido, y hacia finales del decenio de 1960 ya se fabricaban motores de 12.000 kW. Los motores de corriente continua se utilizaron también amplia-mente para la propulsión de vehículos, como tranvías y trolebuses, carretillas elevadoras y coches eléctricos, además de locomotoras y otros vehículos sobre raíles. Estos motores de tracción solían llevar excitación en serie, hasta que la excitación separada se convirtió en el sistema más común para motores ali-mentados por convertidores.

fiables y rentables. Se han diseñado nu-merosos tipos y variantes de máquinas para satisfacer las necesidades de cada aplicación individual. Muchos motores industriales necesitan un control de ve-locidad amplio y preciso. Otros trabajan en atmósferas tan peligrosas que tienen que construirse a prueba de explosio-nes. Los clientes que son fabricantes de equipos originales (OEM), tales como los fabricantes de compresores o de bombas, suelen especificar diseños especiales de motores que no coinciden exactamente con las normas del fabricante de los mismos. La lista de ejemplos es larga.

El desarrollo de máquinas eléctricas ha dependido en gran medida de otros campos tecnológicos. La tecnología de materiales ha sido de la mayor impor-tancia desde sus principios. Otra especialidad más reciente e igualmente importante es la electrónica de potencia y de control. Las herramientas de ingeniería basadas en ordenador y los programas de simulación también han ejercido una influencia considerable.

Motores de corriente continuaLos generadores y motores de corriente continua han sido la base del desarrollo inicial de ABB, y fueron también impor-tantes productos del negocio inicial de BBC. Una gran ventaja de este tipo de motor era la facilidad de control de la velocidad, lo que explica por qué ha sobrevivido incluso hasta nuestros días. La velocidad del motor es directamente proporcional a la tensión e inversamen-te proporcional al flujo magnético, como indica la Ecuación 2 .

Ecuación 2 n = k · E/Φ

donde:n = velocidad; k = constante; E = fuerza electromotriz (tensión inducida); y Φ = flujo magnético.

Los motores de corriente continua sue-len disponer de control de la tensión hasta una determinada velocidad básica y de control del flujo a partir de dicha velocidad; se obtiene así un par cons-tante a velocidades bajas y una potencia constante a velocidades altas.

Los primeros motores de corriente conti-nua tenían un control manual mediante resistencias, una técnica muy ineficiente.



cenio de 1920, BBC desarrolló un motor de arranque centrífugo que consistía en una resistencia giratoria y un conmuta-dor que cortocircuitaba la resistencia cuando el rotor alcanzaba una velocidad determinada. Esta invención mejoró las propiedades de arranque respecto a los motores de jaula de ardilla, pues facilita-ba el uso de motores devanados y de resistencias de arranque al tiempo que eliminaba los anillos deslizantes y otros accesorios externos. Estos motores fueron muy utilizados durante varias décadas.Los motores de baja tensión y las má-quinas más grandes de alta tensión son muy distintos en varios aspectos. La primera categoría está normalizada y gran parte de su desarrollo se ha orientado al proceso. Los volúmenes de producción han sido grandes, y a lo largo de los años tanto ASEA como BBC han construido fábricas de motores en muchos países. En 1935, BBC dio un paso importante en el desarrollo de productos y procesos con los devanados de jaula de ardilla de fundición de aluminio para motores de hasta 3 kW. ASEA lanzó en 1945 su primera serie de motores pequeños con la carcasa del estator y el devanado del rotor de fundición de aluminio. Algunos años más tarde, los sistemas modernos de aislamiento sintético basados en poliuretano y poliéster sustituyeron a los antiguos sistemas.Los motores de inducción más peque-ños se convirtieron cada vez más en productos básicos, y los clientes valoraban la posibilidad de cambiar entre motores de distintos proveedores. Esto favorecía la unificación, que se materializó en la normalización de algunas dimensiones, como la altura del eje y la base, y de otras características (potencia, tensión y velocidad). Esta clase de normas fueron introducidas por la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) en 1959, y algo antes por la Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos (NEMA) en Estados Unidos 4 . Naturalmente, estas normas se han revi-sado en varias ocasiones, pero no han cambiado en lo esencial. La reducción de costes ha sido siempre un importante objetivo de desarrollo, pero en años recientes se ha dedicado también mucho esfuerzo a mejorar la eficacia y reducir el ruido.Desde hace mucho tiempo se utilizan métodos para variar la velocidad de los

jo los cojinetes de bolas para motores pequeños en 1910, y su uso se generali-zó en los decenios de 1920 y 1930. La necesidad de motores más seguros en industrias con ambientes polvorientos o peligrosos estimuló el desarrollo de motores cerrados. Estos motores tenían menos potencia que los abiertos, aunque la situación mejoró con la introducción en 1930 de la refrigeración forzada de la superficie mediante un ventilador externo montado en el eje que lanzaba aire al exterior del estator, provisto de aletas de refrigeración axia-les 3 . El aislamiento de ranura se hizo al principio con tableros de partículas (aglomerado) combinados con tejido de algodón impregnado, pero éste se sustituyó a mediados del decenio de 1920 por materiales menos sensibles a la humedad.

Al mismo tiempo se mejoró el aisla-miento de los devanados individuales de cobre. La jaula de ardilla del rotor estaba formada por una serie de barras de cobre encajadas en ranuras circulares y soldadas a anillos de cortocircuito. Durante el decenio de 1920 se introdu-jeron las barras de cobre rectangulares, que mejoraban mucho las propiedades de arranque. La soldadura blanda de las barras a los anillos de cortocircuito se sustituyó por soldadura dura o directa, sin metal de aporte.

Los motores de anillo deslizante fueron muy utilizados mientras las eléctricas eran demasiado débiles para permitir el arranque directo en línea. Una resisten-cia externa conectada al devanado del rotor a través de los anillos deslizantes limitaba la intensidad y aumentaba el par. La resistencia se fue reduciendo hasta que se pudieron cortocircuitar los anillos deslizantes. A principios del de-

Motores asíncronosLos motores asíncronos, a menudo llamados motores de inducción, se pueden dividir en distintos grupos según el tipo de refrigeración, montaje, tensión, etc. Dos categorías básicas comunes son: Motores con rotores en cortocircuito fabricados con devanados llamados de jaula de ardilla.

Motores con rotores devanados con el bobinado conectado a unos anillos deslizantes.

ASEA, BBC y algunos otros fabricantes ya construían estos dos tipos de motores antes de finales del siglo XIX. Los moto-res de inducción eran más baratos que otros y muy robustos, y pronto se convirtieron en los motores industriales más comunes. Los fabricantes desarro-llaron sus propias series estándar de motores más pequeños, que aparecen en catálogos a principios del siglo XX.La mayor parte de los antiguos motores de inducción estaban ventilados en abierto y tenían un estator de fundición y cojinetes de manguitos. ASEA introdu-

ETERNOS PIONEROS

3 Motor trifásico de jaula de ardilla con cojine-tes de bolas completamente cerrado con refrigeración exterior por ventilador (1934)

4 Pequeños motores dimensionados según las recomendaciones de la IEC, desde 0,12 kW hasta 7,5 kW (1961)



ETERNOS PIONEROS

motores de anillos deslizantes mediante el control del deslizamiento, pero pre-sentan limitaciones considerables. El tipo de más éxito fue el motor “Schrage”, in-troducido en 1910. Fueron aplicaciones típicas la maquinaria textil y las prensas de imprenta, entre otras 5 . Cuando en el decenio de 1960 aparecieron los tiristo-res, que permitían la conmutación forza-da de los inversores, pudieron desarro-llarse accionamientos para motores de inducción de velocidad variable basados en el control de la frecuencia. En 1964, dos ingenieros de BBC presentaron un método para la denominada modulación de amplitud de impulsos (PWM), que más adelante se convirtió en la norma para este tipo de control. Pasaron varios años antes de que esta tecnología estu-viera lista para su explotación comercial. BBC comenzó a suministrar estos siste-mas de accionamiento durante el dece-nio de 1970, mientras que ASEA prefería los motores de corriente continua. Sin embargo, la compañía finlandesa Oy Strömberg Ab, adquirida por ASEA un año antes de la fundación de ABB, era también pionera en el control de la fre-cuencia. Sus conocimientos y recursos permitieron a la unidad finlandesa con-vertirse en el centro de ABB para estos sistemas de accionamiento. Los inverso-res creaban armónicos de intensidad y tensión, especialmente en las primeras generaciones, lo que causaba problemas a los motores. Los armónicos de intensi-dad producían corrientes de Foucault, con las pérdidas y el calentamiento consiguientes, que obligaban a reducir la potencia de los motores. Otros proble-mas eran los fallos de aislamiento debidos a puntas bruscas de tensión y las cargas capacitivas, que podían dañar los cojinetes de bolas. Los nuevos tipos

de convertidores de frecuencia y unos motores mejorados han eliminado prácticamente estos problemas.

Los motores síncronos de imanes per-manentes se han convertido en una alternativa al motor de inducción para determinadas aplicaciones, especialmen-te unidades de baja velocidad y par elevado. Esto ha sido posible gracias al desarrollo de imanes de tierras raras muy potentes en el decenio de 1980. ABB lanzó una serie de estos motores, destinados primordialmente a la indus-tria de la pasta y el papel. Aunque hay otros tipos de motores, el de inducción seguirá dominando por sus mejores propiedades para accionamientos de frecuencia constante y por su competiti-vidad en el terreno de la velocidad variable.

Máquinas síncronasEl desarrollo de máquinas síncronas se ha centrado principalmente en grandes máquinas de alta tensión, como genera-dores de centrales eléctricas, grandes motores y condensadores síncronos. Los generadores, que cubren la gama desde turbogeneradores de alta velocidad has-ta generadores hidroeléctricos de baja velocidad, han encabezado el desarrollo en muchos aspectos. A lo largo del tiempo, ASEA, y especialmente BBC, han fabricado muchas grandes máquinas que han constituido hitos en la evolu-ción internacional de los generadores para centrales eléctricas. A principios del decenio de 1920 se construyeron máquinas de 30 MVA, y en el siguiente se superaron los 100 MVA. Más adelante, ambas compañías fabricarían generado-res mucho mayores.Las viejas máquinas de polos salientes

tenían las carcasas del estator y los cu-bos y núcleos del rotor, además de los pedestales portantes, de fundición. El acero sustituyó pronto a la fundición en los componentes giratorios, aumentando así la seguridad contra roturas. En el decenio de 1930 se introdujeron los diseños soldados. Así se aumentó la resistencia mecánica y se redujo el peso de los componentes estructurales. Se utilizaron devanados del estator de distintos tipos. Los devanados concéntri-cos con un lado de bobina por ranura se impusieron para máquinas multipola-res hasta finales del decenio de 1930, cuando los devanados de faldón con dos lados de bobina por ranura se hicieron más comunes. Estos devanados se utilizaron durante mucho tiempo para turbogeneradores, pues proporcionaban mejores posibilidades para racionalizar la producción. Los lados de las bobinas solían ser, para grandes máquinas, barras Roebel en las que las pequeñas hebras de cobre se transponen en el interior del lado de la bobina. Este método, utilizado en todo el mundo, fue inventado y patentado en 1912 por el ingeniero de BBC Ludwig Roebel (1878-1934). Las compañías utilizaban originalmente láminas de mica impreg-nadas en laca para aislar los devanados de alta tensión del estator. Alrededor del decenio de 1930 se utilizó el aislamiento de asfalto y mica, principalmente para máquinas de alta tensión. BBC desarro-lló y presentó en 1955, con el nombre comercial MICADUR®, un nuevo sistema de aislamiento basado en resinas sintéti-cas. ASEA lanzó sistemas parecidos en el decenio de 1960; uno utilizaba el vacío y la impregnación a presión de la cinta de mica y vidrio; el otro utilizaba cinta semicurada y preimpregnada.

5 Motor trifásico de derivación con conmutadores con ventilación por conductos y reguladores giratorios incorporados (1965)

6 Factor de utilización de grandes máquinas síncronas de polos salientes refrigeradas por aire

9

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7

6

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4

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(kVA

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)

1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000

La refrigeración es esencial para las máquinas eléctricas. Cuanto mayores son las máquinas, más complejo debe ser el sistema de refrigeración. El desa-rrollo ha ido desde las máquinas ventila-das en abierto a las máquinas cerradas con refrigeración forzada por ventilado-res externos o ventiladores internos movidos por un eje que mueven el aire a través de intercambiadores de calor 5 . Este último sistema es más común en grandes máquinas síncronas. Más ade-lante, entre los decenios de 1940 y 1970, se desarrollaron sistemas muy eficaces para grandes máquinas, en particular para turbogeneradores y condensadores síncronos, como la refrigeración por hidrógeno y la refrigeración directa por agua.

La corriente de excitación para las má-quinas síncronas se entregaba normal-mente al devanado del rotor mediante escobillas y anillos deslizantes proce-dentes de excitadores movidos por el eje o independientes (generadores de corriente continua). En el decenio de 1960, la aparición de los diodos de silicio permitió a ASEA y BBC fabricar un sistema de excitación sin escobillas ni mantenimiento que consistía en un generador trifásico con un devanado giratorio en el inducido y un rectificador giratorio que se podía conectar directa-mente al devanado del rotor de la máquina principal. Los diodos debían

soportar elevadas fuerzas centrífugas de hasta 5.000 G. Esta clase de excitación es cada vez más frecuente.Las grandes máquinas síncronas se utilizan como generadores movidos por turbinas de vapor y de gas, turbinas hidráulicas, motores diésel y turbinas eólicas. Algunas aplicaciones típicas de motores son el accionamiento de compresores, grandes bombas y ventila-dores, refinerías, plantas de laminado, maquinaria de elevación para minas y propulsión naval. Las máquinas síncro-nas son más eficaces que los motores de inducción; también permiten controlar el factor de potencia, pero son más difíciles de arrancar. ASEA y BBC desa-rrollaron hace tiempo métodos para el arranque asíncrono de motores síncro-nos. Funcionaban llevando los motores hasta el régimen de sincronización exci-tándolos casi hasta la velocidad máxima. Todavía se utilizan estos métodos para grandes máquinas de polos salientes con placas de polo macizas, aunque se trata de un modo de servicio muy exigente.

La variación de potencia, velocidad y otras características es tan amplia que ha sido difícil normalizar las grandes máquinas. Muchas se hacían antes sobre pedido, pero el desarrollo posterior se centró en la modularización y normali-zación de los componentes. Las máqui-nas son ahora más eficientes y su poten-

cia específica es mayor, como se ilustra en 6 . Los mayores motores síncronos que ha fabricado ABB hasta ahora son de 55 MW. (La compañía ha fabricado turbogeneradores de hasta 1.500 MVA y generadores de polos salientes de hasta 823 MVA.)

En 1998, ABB lanzó un tipo de genera-dor síncrono radicalmente distinto para muy alta tensión denominado Power-former® y, dos años más tarde, un motor homólogo, el Motorformer™. El devana-do del estator es de cable de alta ten-sión de polietileno entrecruzado (XLPE), que permite tensiones del orden de 50 a 200 kV, sustancialmente mayores que las máquinas convencionales 7 . Esto permi-te conectar directamente la máquina a una línea de transporte y a un transfor-mador de aumento o disminución de tensión, y eliminar así la necesidad de barras de distribución y parte de la aparamenta. Antes de esto, la máxima tensión alcanzada por un generador hidroeléctrico era de 155 kV. Entre las máquinas anteriores con tensiones inusualmente altas cabe mencionar un generador de 20 kV entregado por Asea en 1906 y una máquina de 36 kV dise-ñada por BBC en 1930.

En las últimas décadas se han hecho intentos esporádicos de desarrollo de máquinas síncronas con devanados de excitación superconductores. Los superconductores a alta temperatura, refrigerados por hidrógeno líquido, han renovado recientemente el interés por esas máquinas, y quizá sean el próximo paso importante en el desarrollo de máquinas eléctricas. Pero todavía están lejos de su explotación comercial, y continúa el desarrollo de máquinas síncronas de tipo tradicional más efi-cientes.

Sture Eriksson

Antiguo integrante de Generación de ABB en

Västerås, Suecia, y del Real Instituto de

Tecnología, Estocolmo

[email protected]

Lectura recomendada

Eriksson, S. (2007). Electrical machine development:

A study of four different machine types from a

Swedish perspective. Royal Institute of Technology,

Estocolmo



ETERNOS PIONEROS

7 Motor de alta tensión con devanado de cable en la plataforma Troll en el Mar del Norte.


Avance 2/2008

ABB proporciona confort

La Revista ABB explora con regulari-dad distintos aspectos de las activida-des de ABB, explicándolas desde puntos de vista convencionales y no tan convencionales.

En lugar de centrarse en productos y procesos, la próxima edición de la Revista ABB investigará la forma en que los productos de ABB están influyendo en la gente.

Los beneficios empiezan en su propia casa. La red eléctrica puede ser muy complicada de proyectar y gestionar, pero para el usuario final es extraordi-nariamente fácil de usar y muy fiable. Los productos de ABB no sólo con-tribuyen al suministro básico de electricidad, sino que también ayudan a que esta energía sea más fácil de usar. La compañía fabrica una gama de productos que va desde el humilde interruptor de la luz hasta soluciones avanzadas para el confort ambiental. Pero no es sólo en el campo eléctrico

donde ABB está haciendo que los hogares sean más confortables. La empresa tiene muchos productos destinados a la gestión del suministro de agua, por ejemplo.

Además, la tecnología de ABB ayuda a millones de personas a ir al trabajo o a disfrutar de las vacaciones, o les ayuda a distribuir alimentos y otros produc-tos a tiempo y dentro del presupuesto. En los ferrocarriles, los convertidores de frecuencia de ABB marcan una gran diferencia, pues permiten un funcionamiento económico y sin sacu-didas. Además de estos convertidores, ABB suministra transformadores y mu-chos otros componentes de tracción.

Los buques equipados con equipos Azipod y turbocompresores ABB hacen travesías más rápidas y consu-men menos combustible. Desde los pasajeros de buques de crucero hasta los consumidores que esperan sus productos, ABB marca la diferencia.

Consejo de redacción

Peter TerwieschDirector general de tecnologíaI+D y tecnología del grupo

Clarissa HallerJefa de Comunicaciones corporativas

Ron PopperDirector de Asuntos de sostenibilidad

Frank DugganDirector regional, Oriente Medio y África

Friedrich PinnekampJefe de redacción de la Revista ABB,[email protected]

Andreas MoglestueSubjefe de redacción de la Revista ABB

EditorialLa Revista ABB es publicada por I+D y Tecnología del Grupo ABB

ABB Asea Brown Boveri Ltd.ABB Review/REVCH-8050 ZürichSuiza

La Revista ABB se publica cuatro veces al año en inglés, francés, alemán, español, chino y ruso. La Revista ABB es una publi-cación gratuita para todos los interesados en la tecnología y los objetivos de ABB. Si desea una suscripción, puede ponerse en contacto con la representación de ABB más próxima o suscribirse en línea en www.abb.com/abbreview.

La reproducción o reimpresión parcial está permitida a condición de citar la fuente. La reimpresión completa precisa del acuerdo por escrito del editor.

Editor © 2008ABB Asea Brown Boveri Ltd.Zurich/Suiza

ImpresiónVorarlberger Verlagsanstalt GmbHAT-6850 Dornbirn/Austria

DeseñoDAVILLA Werbeagentur GmbHAT-6900 Bregenz/Austria

TraducciónCeler Soluciones, S.L.Plaza de España, 12, 1ºE-20008 Madrid – Españawww.celersol.com

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ISSN: 1013-3119


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Detrás del enchufe - ABB Group · 2018-05-09 · como muchas otras cosas de nuestra sociedad...

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