Ecuador generará electricidad con el calor interno de la Tierra

En la localidad de Chachimbiro, en la provincia de Imbabura, se construirá la primera planta geotérmica en Ecuador. La inversión para este proyecto asciende a $ 250 millones.

Los estudios de exploración se financiaron con recursos no rembolsables del Gobierno de Japón, a través de la Agencia de Cooperación Internacional de ese país (JICA, por sus siglas en inglés).

La Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP) autorizó la contratación de una línea de crédito por $ 60.1 millones para el desarrollo del proyecto geotérmico Chachimbiro, de 50 megavatios, que contará con el asesoramiento del Gobierno nipón.

“Actualmente el proyecto se encuentra en la fase de desarrollo de campo; para esta primera etapa se tendrá un presupuesto de $ 70 millones, de los cuales 60 millones serían financiados por un préstamo oficial de ayuda al desarrollo por parte JICA. Asimismo, en esta fase, se procederá también al montaje de una planta de cinco megavatios, a boca pozo, en el año 2022”, señala CELEC.

Desde marzo del 2018 se han realizado pruebas en el primer pozo exploratorio, con resultados satisfactorios, ya que se han encontrado temperaturas de 235ºC que son ideales para la instalar una planta geotérmica.

La tecnología geotérmica permite transformar la energía térmica del subsuelo terrestre en energía eléctrica. Esta es considerada una alternativa energética renovable, tal como sucede con la energía eólica o la hidroeléctrica.

Además, permite que el vapor sobrante después de generar energía eléctrica se pueda volver a utilizar. Así, se condensa y se devuelve a la reserva o depósito inicial, garantizando un nuevo ciclo de producción energética.

La geotermia tiene una fuente que puede considerarse inagotable, debido al permanente calentamiento que se produce en el interior de la Tierra (magma terrestre).

Actualmente, la capacidad de generación eléctrica instalada es suficiente para cubrir las necesidades de Ecuador; sin embargo, la demanda crece a un 4,9% al año, lo cual determina la necesidad de planificar adecuadamente con el fin de evitar desabastecimientos en el futuro.

Fuente:
http://www.mundoelectrico.com/index.php/component/k2/item/569-ecuador-generara-electricidad-con-el-calor-interno-de-la-tierra

¿Estás listo para el futuro? Llega a Colombia el primer interruptor inteligente

 Con el propósito de seguir trabajando por generar soluciones disruptivas y diferentes, Schneider Electric lanza al mercado colombiano uno de sus productos digitales más importantes dentro del sector industrial.

Schneider Electric, compañía líder en transformación digital de la gestión de la energía y la automatización, continúa revolucionando la industria con un nuevo portafolio de productos. Por esta razón, y a partir de hoy, el mercado colombiano podrá obtener una de sus soluciones más innovadoras y de transformación digital, la cual ha sido dotada con funcionalidades y características que permiten optimizar los procesos de las organizaciones en el país.

Se trata del Masterpact MTZ, un producto innovador que ha sido diseñado para mejorar la gestión de control, monitoreo y medición de las diferentes variables de la operación de sus clientes. Es a través de esta solución, como los responsables de los procesos pueden conocer el estado real de los sistemas eléctricos a través de diagnósticos confiables a los que pueden acceder desde un teléfono móvil o una tableta.

Es también un producto diseñado para garantizar la operatividad del sistema eléctrico, en cuanto puede predecir daños o eventos imprevistos. Cuenta además con características que le permiten mantener el funcionamiento de sus servicios en línea, incluso en ambientes más hostiles. Entre las principales ventajas de este producto están:

• Conectividad: Integración completa con la plataforma EcoStruxure, la plataforma interoperable y abierta para el IoT, la cual ha sido dotada con funcionalidades que le permiten a los usuarios gestionar la operación y tomar decisiones en tiempo real.
• Gestión de datos: recolección y administración de las variables del sistema.
• Digitalización: a través de una App intuitiva, inteligente y eficiente.
• Comunicación: diferentes protocolos de comunicación IoT- Ethernet, NFC, Bluetooth, Puertos USB.
• Smart (Inteligente): se mantiene siempre conectado. Evita contratiempos y pérdidas por inactividad.

Según Jairo Andrés Tulande, Gerente de Producto de Schneider Electric para el Cluster Andino, “este nuevo interruptor de tipo abierto digital, además de tener características y funcionalidades para optimizar la operación de las organizaciones, se convierte en uno de los avances más importantes que la industria está dando frente a la digitalización de la distribución de la energía. Esto responde a las necesidades que el mundo empresarial impone frente al desarrollo de una economía circular sostenible”.

Schneider Electric, actualmente está invirtiendo el 5% de los ingresos a la investigación y desarrollo de nuevas tecnologías y una muestra de esto es la obtención de este tipo de soluciones, ya que es uno de los aportes que la compañía hace al desarrollo de la industria del país, en cuanto permite construir sistemas inteligentes, seguros y eficientes, optimizando con esto la gestión energética de edificios y complejos industriales. Igualmente se convierte en un aliado que permite el acceso a nuevas funcionalidades para el ahorro de energía. Esto se debe a que el nuevo interruptor inteligente consigue un ahorro promedio del 30% y a la vez ayuda a reducir la huella de carbono en un 50%.

Schneider Electric:
Manager, Marketing Communications
Andean Zone Schneider Electric
Juan Zuluaga, juan.zuluaga@schneider-electric.com

Fuente:
http://www.mundoelectrico.com/index.php/component/k2/item/576-estas-listo-para-el-futuro-llega-a-colombia-el-primer-interruptor-inteligente

Con 379 buses, Bogotá tendrá la flota eléctrica más grande del país

Con 379 buses, Bogotá tendrá la flota eléctrica más grande del país

Los adjudicatarios fueron los oferentes Somos Operación S.A.S y Empresa Operadora de Transportes Gran Américas S.A.S. para la operación, y Estructura Plural Electribus Bogotá y Empresa de Energía del Pacífico S.A. ESP para la provisión de 379 buses eléctricos. Estos buses entrarán a operar en las zonas de Fontibón y Usme, con rutas zonales con conexión al componente Troncal.

Con la ejecución de este proyecto, Bogotá contará con la flota de buses eléctricos más grande de Colombia. Este salto tecnológico, con un alto contenido ambiental, inició con la adjudicación de los 741 buses troncales con tecnología a Gas Natural Vehicular con estándar de emisión Euro VI que han venido ingresando de manera gradual al Sistema.

Las unidades correspondientes a Perdomo y Suba Centro debieron ser declaradas desiertas. En caso de Perdomo no se presentaron oferentes y en el caso de Suba Centro la oferta económica del proponente no cumplía con los requisitos solicitados en los pliegos de la selección abreviada.

La llegada de estos buses nuevos no supone únicamente la adquisición de nueva tecnología, sino un proceso de reingeniería del Sistema para mejorar la calidad del servicio y la experiencia de viaje ofrecida a los usuarios. Uno de los grandes cambios de esta licitación, es la creación de unidades contractuales más pequeñas, denominadas UFO, que permitirán garantizar la prestación del servicio y su supervisión, dada la diversificación de actores. Otra de las ventajas que ofrecen estos buses son las 4 cámaras como mínimo que traen incorporadas. Estas permiten tener mayor seguridad para los usuarios y servirán como material probatorio para las autoridades correspondientes en sus investigaciones. Además, estas cámaras desincentivan la evasión y contribuyen a mejorar la seguridad operacional en el Sistema.

Además, estos buses cuentan con puertos USB para la recarga de celulares, contador electrónico de pasajeros que ingresan y salen del vehículo y equipos de audio para información institucional y del Centro de Emisión Radial del Sistema.

¿Dónde entrarán a operar estos buses?

Qué se adjudicó

UF 2 – Fontibón I

• Proponentes ganadores
   › Provisión: Estructura Plural Electribus Bogotá
   › Operación y mantenimiento: Somos operación S.A.S
• Número de buses: 120

UF 4 – Cabecera de Fontibón II, sector Puente Grande

• Proponentes ganadores
   › Provisión: Empresa de Energía del Pacífico S.A. ESP
   › Operación y mantenimiento: Empresa Operadora de Transportes Gran Américas S.A.S.
• Número de buses: 126

UF 5 – Usme I

• Proponentes ganadores
   › Provisión: Estructura Plural Electribus Bogotá
   › Operación y mantenimiento: Somos operación S.A.S
• Número de buses: 133


“Con la llegada de la tecnología eléctrica cero emisiones al SITP cumplimos un sueño que se había propuesta esta administración, y por el cual trabajamos fuertemente, para dejar una ciudad con un mejor servicio de transporte público, con tecnología de punta y amigable con el ambiente, además de unificar todo el transporte público de la ciudad en un mismo sistema intermodal con buses zonales, troncales, cable, bicicleta, espacios amplios para los peatones y en un futuro próximo la primera línea del metro de Bogotá”, comentó María Consuelo Araújo, Gerente General de TRANSMILENIO S.A.

Fuente:
http://www.mundoelectrico.com/index.php/component/k2/item/572-con-379-buses-bogota-tendra-la-flota-electrica-mas-grande-del-pais

¿Cuál es la mejor solución para integrar la energía solar en un sistema híbrido?

Una de las alternativas para aumentar la cobertura de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas (ZNI), mejorar la calidad, confiabilidad y continuidad del suministro, y reducir el costo de la implementación con sistemas basados en energías renovables, es la de aprovechar el parque de generación disponible y configurar sistemas híbridos para aprovechar la generación con más de una fuente de energía.

El objetivo del artículo es precisar a qué se refiere cada una de estas opciones y cuáles serían las condiciones a tener en cuenta antes de la implementación, y no definir la tecnología a aplicar teniendo en cuenta solamente lo que puede hacer uno u otro fabricante.

¿Qué se entiende por AC-Coupling y DC-Coupling?

Aunque el artículo hace referencia solamente a energía solar fotovoltaica, es un concepto que se aplica con cualquier fuente de generación, sea convencional o renovable.

El punto en donde re realiza la conexión de los módulos fotovoltaicos en el sistema de generación solar, es el que define si se es AC-Coupling o DC-Coupling. Todo sistema fotovoltaico, que suministre energía en Corriente Alterna (AC), y tenga asociadas baterías en su funcionamiento (ya sea para respaldo o aislado – fuera de la red), es una combinación de dos partes, lados o sistemas eléctricos principales: a) Circuito o Sistema AC y b) Circuito o Sistema DC. Evidentemente, pueden existir consumos en DC, que estarán ubicados en el lado DC del sistema (Figura 1)

Figura 1.  Acoplamiento AC y DC del Arreglo Solar Fotovoltaico
Figura 1. Acoplamiento AC y DC del Arreglo Solar Fotovoltaico

Acoplamiento AC

En el acoplamiento AC, el punto de conexión del arreglo solar se realiza en el circuito AC del sistema. En este caso la generación de energía solar es controlada e inyectada en AC al barraje principal de las cargas (mini-red), por medio de un Inversor de Conexión a Red.

En este caso el flujo de energía y su aprovechamiento en el sistema se realiza de la siguiente forma:

(a) Si la energía generada por el sistema solar es igual a la energía demandada por las cargas (consumos) la energía solar será consumida de manera inmediata por las cargas (consumos). La energía generada por los módulos fotovoltaicos (DC) es transformada por el Inversor de Conexión a Red en condiciones de voltaje y frecuencia acordes con la red (AC) y alimenta las cargas (consumos) directamente. Por lo tanto, a la energía generada por el arreglo solar, para poder suministrar energía a los consumos, se le realiza una (1) etapa de conversión DC – AC (Figura 2)

Figura 2.  Flujo de energía solar igual a consumo
Figura 2. Flujo de energía solar igual a consumo

(b) Si la energía generada por el sistema solar es mayor a la energía demandada por las cargas (consumos) la energía solar será consumida de manera inmediata por las cargas (consumos) y el excedente será almacenado en el banco de baterías. En este caso la energía consumida de manera inmediata pasa por una (1) etapa de conversión DC-AC. Caso diferente en el que la energía excedente es almacenada en baterías, ya que la energía debe ser convertida tres (3) veces antes de llegar a suministrarse a las cargas DC-AC, AC-DC y DC-AC. (Figura 3)

Figura 3.  Flujo de energía solar mayor a consumo
Figura 3. Flujo de energía solar mayor a consumo


(c) Si la energía generada por el sistema solar es menor (incluso nula; durante la noche) a la energía demandada por las cargas (consumos); la energía solar será consumida de manera inmediata por las cargas (consumos) y el faltante será aportado por el banco de baterías, hasta que se alcance el nivel máximo establecido para su descarga, caso en que el faltante empezará a ser aportado por el generador (o la red), y el inversor/cargador operará en modo cargador para recarga de las baterías. (Figuras 4 y 5)

Figura 4.  Flujo de energía solar menor a consumo (aporte desde baterías)
Figura 4. Flujo de energía solar menor a consumo (aporte desde baterías)


Se puede presentar el caso en el que el consumo este completamente satisfecho, las baterías completamente cargadas y se sigan teniendo condiciones de radiación que permiten una mayor generación solar. Para el caso en que el sistema se encuentre conectado a una red en el SIN o a una Red de Distribución Local (RDL), estos excedentes se podrían vender a la red. Sin embargo, si la venta de excedentes no es posible, el sistema está configurado para aplicación exclusiva de autoconsumo o es un sistema aislado (minired con generador), es importante tener en cuenta que los inversores de conexión a red a implementar en el sistema deben permitir el control lineal de potencia por modificación de frecuencia (“Frequency Shift Power Control” – FSPC). Otra alternativa para el uso de estos excedentes es la activación de cargas para aprovecharlos, como pueden ser sistemas de bombeo o equipos de calentamiento de agua que responden a la modificación de frecuencia para su funcionamiento, entre otros.

Los Inversores/Cargadores de la gama Xtender de Studer, en caso de presentarse esta situación, de consumo satisfecho y no haya más capacidad de almacenamiento en baterías, incrementan gradualmente la frecuencia de la mini-red, haciendo que el Inversor de Conexión a Red (compatible con el FSPC) reduzca su potencia de salida, de acuerdo a la variación de la frecuencia, manteniendo el balance necesario entre producción, consumo (autoconsumo) y almacenamiento. (Figura 6)

Figura 6.  Control Lineal de Potencia (FSPC)
Figura 6. Control Lineal de Potencia (FSPC)

Acoplamiento DC

El el acoplamiento DC, el punto de conexión del arreglo solar se realiza en el circuito DC del sistema. En este caso la generación de energía solar es controlada e inyectada en DC directamente al banco de baterías (barraje DC), por medio de un Regulador de Carga Solar.

En comparación con el acoplamiento AC, en este caso las conversiones de energía de la generación solar son menos, ya que solo se hace transformación de DC a AC desde baterías. Aunque puede asumirse una pequeña transformación DC-DC entre el voltaje del arreglo solar y el voltaje de baterías en el caso de usar reguladores de carga solar tipo MPPT, pero su eficiencia es tan alta, que puede ser despreciable.

De igual manera los flujos de energía son más sencillos en el acoplamiento DC y pueden ser:
(a) Toda la energía generada por el arreglo solar pasa directamente a la batería, en una conversión DC-DC, y desde la batería a las cargas en una conversión DC-AC. (Figura 7)

Figura 7.  Flujo de Energía Solar a Batería
Figura 7. Flujo de Energía Solar a Batería

(b) En caso de ausencia de energía solar, la batería sigue entregando suministro a las cargas, hasta que se alcance el nivel de descarga establecido como mínimo en el banco de baterías (Figura 8). Una vez se alcanza el nivel de descarga máximo en la batería, el Xtender permite entrada de la red, o enciende automática el generador, para permitir suministro a las cargas y recuperar la batería desde la red o generador. (Figura 9)

Figura 8.  Flujo de Energía desde Batería
Figura 8. Flujo de Energía desde Batería

Fuente:
http://www.mundoelectrico.com/index.php/component/k2/item/551-cual-es-la-mejor-solucion-para-integrar-la-energia-solar-en-un-sistema-hibrido

PLAN ENERGÉTICO NACIONAL 2050 POR PARTE DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA Y LA UPME,

El día 09 de enero se realizo en el auditorio Casas de Santa Barbara la socialización del PLAN ENERGÉTICO NACIONAL 2050 por parte del MINISTERIO DE MINAS  Y ENERGÍA Y LA UPME, donde se dieron a conocer las posibles rutas a seguir por parte del gobierno nacional y los móviles de cambio en materia energética de nuestro país, según las expectativas de crecimiento demográfico, tendencias tecnológicas en el uso de energéticos tanto  en los sectores industriales, transporte  y los sectores terciarios todos esto bajo la línea base del COP 21 y los escenarios 266 (meta de reducción de emisiones de la COP21 – 266 Millones de Toneladas a 2030) y los cambios sustanciales de nuestra matriz energética en Colombia.

Toda esta información es muy importante para los ingenieros Electricistas y Electromecánicos del país como un INSIDE para la gestión en nuevos negocios y estar al pendiente de las tendencias en materia gubernamental y de modelamiento demográfico con el fin de mantenernos actualizados en los cambios que le esperan a nuestras profesiones.

Síguenos en @certecnica  , estamos interesados en que conozcan los requisitos asociados a los productos, para que en tus procesos de certificación no tengas pérdidas económicas y estés al tanto de todas las noticias del sector eléctrico. https://www.facebook.com/Certecnica-SAS-1849524545310563/?ref=bookmarks

Los coches eléctricos pueden ayudar a mejorar la conservación de los ríos

Las centrales hidroeléctricas producen un gran impacto en los ecosistemas fluviales debido a las fluctuaciones bruscas de caudal que originan en los cauces de los ríos. Para estudiar cómo paliar esta situación, un equipo de investigadores de la Universidad Politécnica de Madrid ha realizado un estudio que ha evaluado la posibilidad de utilizar las baterías de los vehículos eléctricos para proporcionar una capacidad de almacenamiento adicional al sistema que conduzca a una operación hidroeléctrica más equilibrada. La acumulación de energía en las baterías de estos vehículos favorecería el trabajo más gradual de las plantas hidroeléctricas y disminuiría, de este modo, el estrés fluvial.

Teniendo en cuenta que el uso creciente de coches eléctricos ‘enchufables’ conlleva una posible aplicación de sus baterías para almacenar energía y dar flexibilidad a la red eléctrica, miembros del grupo Hidrobiología y del Centro de investigación del transporte (TRANSyT) de la UPM han estudiado, en ocho países con diversos entornos socioeconómicos y tecnológicos, la asignación de la capacidad de almacenamiento energético de este tipo de vehículos para mitigar los impactos ambientales de las puntas en la generación hidroeléctrica causadas por la demanda.

Las centrales hidroeléctricas planifican su operación pretendiendo optimizar sus beneficios económicos, y, en consecuencia, intentan producir energía en los picos de demanda eléctrica, usualmente por la tarde, dado que el precio de la electricidad en ese período es mayor. Análogamente, la producción durante la noche es muy baja o nula, pues el precio de la energía es inferior.

Durante la operación de la planta, el accionamiento de la turbina causa una liberación de agua, y, por tanto, el esquema de funcionamiento descrito origina grandes fluctuaciones en el caudal de los ríos (fenómeno conocido como hydropeaking), que ocasiona un grave deterioro en el ecosistema del río.

El estudio realizado por los investigadores de la UPM propone utilizar la flota de vehículos eléctricos ´enchufables´ disponible para favorecer que las plantas hidroeléctricas incrementen su producción en períodos de baja demanda, usualmente por la noche, y almacenar esa energía en los vehículos eléctricos para que el suministro a la red durante los picos de demanda se efectúe desde los vehículos eléctricos, y se reduzca la punta de funcionamiento de la planta.

Consecuentemente, permitiría reducir los caudales máximos del río e incrementar los mínimos, suavizando el impacto de la planta y favoreciendo unos flujos de agua que simulen mejor el régimen natural.

Los resultados obtenidos para el escenario de 2050 indican que una penetración del 50% de estos vehículos eléctricos en el total de la flota, utilizando baterías con una densidad de 300 Wh/kg, podría proporcionar una capacidad de almacenamiento estable para la producción de energía hidroeléctrica media diaria en países como Alemania, China, España, Estados Unidos y Japón.

Por tanto, como señala Diego García de Jalón, el investigador que ha dirigido el estudio, “con los resultados obtenidos, concluimos que se puede mitigar el impacto del hydropeaking usando el futuro almacenamiento de energía disponible en vehículos eléctricos ´enchufables´.

Al mismo tiempo, esta aplicación permitiría flexibilizar las operaciones de las plantas hidroeléctricas, favoreciendo el cumplimiento de los caudales ecológicos y permitiendo un régimen de caudales más parecido al natural. Como consecuencia, la generación hidroeléctrica requeriría menor potencia, lo que reduciría el coste de las instalaciones y eliminaría la necesidad de construir depósitos de compensación”.

Fuente:
https://www.agenciasinc.es/Noticias/Los-coches-electricos-pueden-ayudar-a-mejorar-la-conservacion-de-los-rios

El primer tren solar de América Latina conectará Argentina con Machu Picchu

Se estima que para agosto del 2019 se terminará la construcción del primer tren solar turístico en un trayecto desde Argentina hasta el Cusco.

Las vías que recibirán el primer tren solar de América latina se comenzaron a colocar en febrero de 2018. El objetivo del proyecto es realiza viajes turísticos. Su punto de partida será la provincia de Jujuy en Argentina.

Se prevé que para agosto del 2019 estará listo un tramo de 20 Km por el norte argentino. Por lo tanto se unirá la provincia de Jujuy con Purmamarca y Maimará.

Luego las vías llegarán a Bolivia y posteriormente a Cusco, el destino final serán la mágica Machu Picchu.

Para empezar será un tren de pequeñas dimensiones, contará con un vagón para 240 pasajeros. Se trata de un tren turístico con una velocidad de 30 km/h.

Paneles solares en el techo.

Se acoplaran paneles fotovoltaicos en los techos de los vagones para su funcionamiento. El sistema también cuenta con un diésel hidráulico.

Este proyecto es un gran desafío que desarrolla tecnología para el transporte ferroviario del futuro.

Este es el segundo tren solar que funcionará en el mundo, el primero es el Byron Bay, en Australia.

El tren solar en Latinoamérica va a seguir la traza del ferrocarril Belgano cargas. Aprovechado así, que este fue puesto fuera de servicio hace 25 años y que por suerte conduce sobre el camino del Inca.

La construcción de este tren requiere de una inversión por tanto, bastante alta. Para la primera etapa se invertirán 9 millones de dólares. Además se requerirá  de 6 millones para la construcción de la segunda etapa.

Fuente:
https://ecoinventos.com/primer-tren-solar-america-latina/

Una aplicación predice con precisión los cambios meteorológicos en las plantas solares

Un nuevo software desarrollado por investigadores de España y Chile es capaz de determinar la aparición de nubes de manera más exacta que las predicciones convencionales y permite reducir los impactos que sufren los receptores solares por la diferencia de temperatura. Además, ofrece datos rigurosos sobre la producción eléctrica prevista, lo que permite una mejor planificación y gestión de la energía en las centrales termosolares.

El mayor atenuador atmosférico son las nubes que provocan una bajada brusca de la radiación sobre los espejos y en el receptor situado en la torre central / Fundación Descubre

Investigadores de la Universidad de Almería, el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas y la Universidad de Antofagasta de Chile han creado un sistema que predice los cambios meteorológicos con gran fiabilidad en las plantas solares, basados en la observación de imágenes de satélite.

Según sus creadores, el software capaz de obtener representaciones reales del cielo con un margen de error en las predicciones inferior al 15 %, lo que permite a los operadores de las termosolares una mejor planificación y gestión de la energía.

Para conseguir la optimización del control de una planta termosolar, es necesario disponer de las técnicas adecuadas para conocer aquellos factores ambientales que puedan alterar la producción eléctrica final. El mayor atenuador atmosférico son las nubes que provocan una bajada brusca de la radiación sobre los espejos y, en consecuencia, en el receptor situado en la torre central.

Este trabajo confirma que el pronóstico tiene un un papel importante en la producción de energía y que influye en el estudio de la administración y la viabilidad de la planta. En el estudio, publicado en la revista Renewable Energy, los autores han comparado distintos espectros temporales para determinar en qué momento la predicción es más exacta con el nuevo sistema.

A través de una serie de algoritmos, el software ofrece una predicción de la radiación solar a corto plazo, hasta tres horas vista, sobre la planta y expone una estimación de la cantidad de energía que se producirá en cada instante. Estos datos, sujetos al movimiento de la nubosidad en la atmósfera, son introducidos en un sistema de simulación y son analizados para cuantificar el índice de acierto. Posteriormente, las previsiones meteorológicas son comparadas con datos reales observados y de ahí se determinan los errores estadísticos.

De esta manera, han confirmado que la previsión, tanto de los fenómenos adversos, como de la cantidad de energía que se produce, es más exacta que con los métodos tradicionales.

Además, estos algoritmos permiten conocer con mayor exactitud las bajadas o subidas en la producción eléctrica, lo que permite a los operadores de las plantas un mejor control del almacenamiento de la energía que se genera.

“Hemos realizado estudios comparativos durante un año en predicciones desde 15 minutos hasta tres horas previas en intervalos de un cuarto de hora. El momento de mayor precisión en la predicción de nubes es una hora y media antes, lo que permite la acción de los responsables de plantas para una mejor gestión de la producción”, indica el investigador de la Universidad de Almería Joaquín Alonso, coautor del estudio.

Predecir y rentabilizar

Según los expertos, el pronóstico de la energía suministrada por la planta es muy importante en las estrategias operativas para garantizar la capacidad de almacenamiento y suministro. De ahí, la necesidad de saber cuándo se va a producir fenómenos adversos, especialmente la llegada de nubes, que atenúan el sol y, por tanto, la producción de energía.

Detectar su presencia y predecir su posición en un futuro cercano ayuda a tomar decisiones en tiempo real sobre el plan de actuación que debe ejecutar el equipo de operadores e ingenieros encargados de gestionar la planta. Además, ante una bajada brusca de radiación, los técnicos deben actuar para minimizar los efectos del estrés térmico sobre los vidrios de los espejos, así como en el receptor central de las plantas solares, una pieza fundamental para la absorción de energía.

Así, antes de la llegada de una nube con la que la radiación puede caer drásticamente en tan solo unos pocos minutos, se debe controlar el receptor y hacer un cambio progresivo en la planta, desenfocando los espejos para que vaya bajando la temperatura de manera progresiva, consiguiendo así mantener su integridad.https://www.agenciasinc.es/Noticias/Una-aplicacion-predice-con-precision-los-cambios-meteorologicos-en-las-plantas-solares

Nuevo sistema para la climatización de edificios con energía geotérmica



Investigadores de la Universidad de Huelva han validado un método que, usando la energía geotérmica, permite mantener una temperatura óptima y homogénea en las distintas estancias de una casa, sin necesidad de electricidad. El estudio confirma el ahorro y los beneficios ambientales asociados a este nuevo concepto de acondicionamiento térmico basado en el calor procedente de la tierra.

Científicos de la Universidad de Huelva han desarrollado un nuevo método que permite conocer con precisión la capacidad de transmisión calorífica de un terreno a un edificio. Los expertos han confirmado los beneficios ambientales y la capacidad de ahorro energético y de consumo de este nuevo patrón de acondicionamiento térmico basado en la energía geotérmica en la climatización de nuevas construcciones, ya que no se requiere el uso de electricidad.

La metodología y el sistema desarrollado han sido probados y utilizados en el diseño de una edificación con sótano en las afueras de Huelva, en el que han instalado bombas de calor geotérmicas eficientes y económicas, según explican en un estudio publicado en la revista Sensors.

En concreto, las estructuras consisten en una serie de tubos colocados de forma serpenteante en los cimientos de las edificaciones que permiten que se regule la circulación de aire en una dirección determinada.

“El calor se extrae del subsuelo terrestre y sube hacia las plantas superiores en invierno. Sin embargo, se realiza el proceso inverso en las estaciones más cálidas, haciendo que las estancias se enfríen. Es, por tanto, una manera de autorregulación del edificio, en la que se combina la temperatura ambiente con la del terreno”, explica el investigador de la Universidad de Huelva José Manuel Andújar, uno de los autores del artículo.

Exactitud en climatización

Para el acondicionamiento climático en este tipo de edificación, es imprescindible la obtención del valor de la temperatura real que tiene el suelo a una determinada profundidad y su capacidad de transmisión, un proceso llamado difusividad térmica.

Hasta el momento, los constructores utilizaban unas tablas que ofrecían una referencia aproximada de este parámetro según las cotas del terreno, es decir, tomando diversas muestras a distinta profundidad. “La respuesta que proponemos es sencilla y económica, ya que aprovecha la perforación geotécnica prescriptiva antes de la construcción de una casa o edificio para tomar, al mismo tiempo, mediciones que permitirán obtener la temperatura real y la difusividad térmica del suelo a la profundidad de interés”, indica el investigador

A través de este tipo de medición, los expertos han formulado una expresión matemática con la que es posible obtener el parámetro exacto de difusividad térmica del suelo, lo que evita errores de cálculo que, una vez finalizada la construcción, es imposible reparar. Este nuevo patrón está a disposición de toda la comunidad científica en este artículo.

A partir de este enfoque, los expertos han desarrollado un sistema electrónico que permite la configuración precisa y necesaria de las estructuras que se deben instalar en los cimientos de nuevas edificaciones para un correcto acondicionamiento de todas las estancias y plantas. Es decir, el tipo, material y grosor de los tubos que han de instalarse, su disposición y direccionamiento o la altura necesaria de su colocación.

Además, en este proyecto han podido confirmar la energía geotérmica de baja entalpía, es decir, la capacidad que el subsuelo posee de acumular calor y de mantener una temperatura constante a lo largo de todo el año.

En Huelva capital esta se sitúa entre los 18 y 22 grados centígrados a 5 metros de profundidad, y en 20 ºC a 10 metros. Según apunta el investigador es una información muy útil para la autorregulación del edificio ya que, partiendo del parámetro de difusividad térmica exacto y de los datos de la energía geotérmica de baja entalpía de un terreno pueden configurar las estructuras de acondicionamiento de edificios de una manera más eficiente y con menor coste que con los sistemas utilizados hasta el momento.

Fuente:
https://www.agenciasinc.es/Noticias/Nuevo-sistema-para-la-climatizacion-de-edificios-con-energia-geotermica



Más de 20 muertes en Bogotá por accidentes eléctricos caseros

En el año 2018 se registraron 180 muertes a nivel nacional, siendo Bogotá, Antioquia y Atlántico los departamentos más afectados, de estos 180 ciudadanos en Bogotá murieron 22 por algún accidente eléctrico.

“Han ocurrido 1029 casos de incidentes relacionados por fallas eléctricas, solamente en la ciudad de Bogotá, han habido 372 casos, de esos 22 han terminado en muertes en la capital”, aseguró Ángela María Troncoso, técnica del Consejo Nacional de Técnicos Electricistas.

Estas son algunas de las causas por las que las personas sufren algún accidente eléctrico:

“Principalmente porque no existe la suficiente información o no conocen la norma, como usted o como yo y las personas del común contratan a un técnico o dicen que el tío sabe de eso, lo llaman hacen una conexión y ahí es cuando ocurren los accidentes, porque esta persona no estaba matriculada. Así pues, todo técnico electricista debe tener una matricula y es nuestro deber cuando llegue esa mujer o ese hombre a la casa pedirle esto, si no la tiene no se contrata porque esa persona está infligiendo la ley y nosotros también”, dijo.

Frente a estos casos el Consejo Nacional de Técnicos Electricistas, indica que el próximo 19 de noviembre en la Plaza de Bolívar desde la 7 de la mañana se harán diferentes actividades donde se explicará la normatividad y mostrará cómo prevenir estos casos de accidente.

Fuente:
https://caracol.com.co/emisora/2019/11/15/bogota/1573835008_093844.html