Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 26-04-2022, Aprobado tras revisión: 08-07-2022
Forma sugerida de citación: Monga, D.; Changoluisa, C.; Salazar, R.; Jiménez, D.; Proaño, X.;(2022). “Determinación de los
parámetros de un sistema de puesta a tierra y apantallamiento eléctrico planteando un caso de expansión en una central de
generación distribuida”. Revista Técnica “energía”. No. 19, Issue I, Pp. 34-41
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
Doi: https://doi.org/10.37116/revistaenergia.v19.n1.2022.514
© 2022 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Determination of parameters of a grounding and electrical shielding system
proposing a case of expanding a distributed power station
Determinación de los parámetros de un sistema de puesta a tierra y
apantallamiento eléctrico planteando un caso de expansión en una central de
generación distribuida
D. P. Monga
1
C. J. Changoluisa
1
E. R. Salazar
1
D. L. Jiménez
1
X.A. Proaño
1
1
Facultad de Ciencias de la Ingeniería y Aplicadas, Universidad Técnica de Cotopaxi, Latacunga, Ecuador
Email: diego.monga9964@utc.edu.ec; cristian.changoluisa9033@utc.edu.ec
edgar.salazar7619@utc.edu.ec; diego.jimenez@utc.edu.ec; xavier.proano@utc.edu.ec
Abstract
Current research deals with simulation of the
shielding and grounding systems in a distributed
power station, because of failures have occurred in it,
causing damage to protection equipment, even, it has
considered a future expansion. Therefore, soil
resistivity and grounding resistance measurements
were made using Std. IEEE 81, obtaining values up to
40.4 Ω-m and 986 Ω respectively along land and
common ground points. Later, systems were modeled
in ETAP; under current conditions ground resistivity
value of 23.57 Ωm, determining a resistance of 0.588
Ω, and a touch voltage of 854.4 V, which exceeds
tolerable values of regulations, as well as in
accordance to modeling of rolling spheres for current
shielding system made up of a dipole type lightning
rod; It was determined that 3 generators are outside
the protection zone and at doing expansion, this set of
protections would not provide the necessary
guarantees for proper functioning of plant.
Improvements to the system were proposed; they
were verified by simulation; obtaining grounding
values of 0.414 Ω and touch voltage of 589 V which
are within permissible limits, in addition to designing
expansion.
Index terms IEEE 80 Standard, Finite Element
Method, Rolling Spheres, Grounding System.
Resumen
La presente investigación trata la simulación de los
sistemas de apantallamiento y puesta a tierra en una
central de generación distribuida, debido a que en la
misma se han suscitado fallas ocasionando daños en
los equipos de protección, a su vez se ha considerado
una futura expansión. Para lo cual se realizó
mediciones de resistividad del suelo y resistencia de
puesta a tierra a través el Std. IEEE 81, obteniéndose
valores de hasta 40,4 Ω-m y 986 Ω respectivamente a
lo largo del terreno y en los puntos comunes de tierra.
Posteriormente se modeló los sistemas en ETAP; en
condiciones actuales con el valor de resistividad del
suelo de 23,57 Ωm, determinándose una resistencia de
0,588 Ω, y un voltaje de toque de 854,4 V, el cual
excede los valores tolerables de la normativa, así
también acorde al modelamiento de las esferas
rodantes para el sistema de apantallamiento actual
conformado por un pararrayo tipo dipolo; se
determinó que 3 de los generadores se encuentran
fuera de la zona de protección y al efectuarse una
expansión este conjunto de protecciones no prestarían
las garantías necesarias para el buen funcionamiento
de la central. Para lo cual se plantearon mejoras al
sistema; las cuales se comprobaron por intermedio de
simulaciones; obteniéndose valores de puesta a tierra
de 0,414 Ω y voltaje de toque de 589 V los cuales están
dentro de los límites permisibles, además de diseñarse
la expansión.
Palabras clave Normativa IEEE 80, Método de
Elementos Finitos, Esferas Rodantes, Sistema de
Puesta a Tierra.
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Edición No. 19, Issue I, Julio 2022
1. INTRODUCCIÓN
La simulación y estudio se fundamenta en la
aplicación de metodologías para analizar los sistemas de
puesta a tierra y apantallamiento en una central de
generación distribuida tanto en condiciones actuales
como ante una futura expansión proyectada de 2 MW, lo
cual hace que sea indispensable procurar el buen
funcionamiento y eficiencia de los mismos, con el fin de
garantizar la integridad de activos físicos y componente
humano, de acuerdo con el plan de reducción de pérdidas
de energía eléctrica (PLANREP) promulgados por el
Ministerio de Energía y Recursos Naturales no
Renovables [1].
Para lo cual se plantea rediseñar el sistema de puesta
a tierra y apantallamiento eléctrico en las etapas actuales
de la central de generación distribuida. Como punto de
partida se propone realizar un modelamiento del sistema
de puesta a tierra en el software ETAP empleando el
método de los elementos finitos acorde a la norma IEEE-
80-2013 [2]. Así también el modelamiento integro 3D de
la central en el software SOLIDWORKS, con el
propósito de emplear el método de las Esferas Rodantes
para realizar el análisis de los sistemas de
apantallamiento eléctrico en condiciones iniciales
conforme a los procesos de coordinación de aislamiento
[3].
Por último, se plantean soluciones a partir de los datos
obtenidos, acorde a las simulaciones en condiciones
iniciales y mediciones efectuadas en campo [11].
Posteriormente se propone y analiza la efectividad de las
mejoras propuestas a los sistemas existentes y al diseño
de la expansión de la central de generación, empleando
las normas, métodos, softwares utilizados en la
simulación y análisis inicial.
2. DESARROLLO
La presente investigación se fundamenta en un
proceso descriptivo y analítico de las condiciones
iniciales, que pretende denotar las características que
podrían influir en un desempeño defectuoso de los
sistemas de puesta a tierra y apantallamiento de la central
ante posibles fallos ocasionados por el diseño actual.
2.1. Análisis de la coordinación de aislamiento
Para el estudio de la coordinación de aislamiento se
considera que los equipos de una instalación eléctrica en
una central son sometidos a sobrevoltajes que pueden
afectar su aislamiento y ocasionar un fallo o avería.
Estos sobrevoltajes se originan como consecuencia de
una falla, una maniobra o una descarga atmosférica. Su
estudio es fundamental para determinar tanto el nivel de
aislamiento que se debe seleccionar para los distintos
componentes de un sistema, según los medios o
dispositivos de protección que son necesarios de instalar
acorde a las características de la central distribuida en
condiciones actuales (como se muestra en la tabla 1) [4].
Tabla 1: Características del Sistema de Apantallamiento de la
Central Distribuida.
Descripción
Unidad
Valor
Voltaje nominal 𝑼𝒏
kV
23/0,48
Voltaje asignado del equipo 𝑼𝒔
𝟏
V
25
Puesta a tierra del sistema
-
Sólidamente
aterrizado
Altura sobre el nivel del mar
m.s.n.m.
3000
Nivel Isoceraunico
-
60
Nivel de contaminación
ambiental
-
Fuerte
De acuerdo con la Tabla 2 de la norma IEC 60071-1
se seleccionan los valores normalizados de aislamiento
correspondientes a un sistema con un voltaje máximo
Um, estos niveles de aislamiento cubrirán cualquier
aislamiento externo e interno fase-fase y fase-tierra. Para
el aislamiento interno y externo se emplea los voltajes de
soportabilidad; considerando que la central distribuida se
interconecta con la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) a 23
kV (ver tabla 2) y 0,48 kV de generación de los equipos
(ver tabla 3):
Tabla 2: Voltajes de soportabilidad 23 kV.
Aislamiento Externo
70
kV
Voltaje de soportabilidad de corta duración a frecuencia
industrial, a tierra y entre polos.
170
kV
Voltaje de soportabilidad al impulso atmosférico, a tierra y
entre polos.
Aislamiento Interno
50
kV
Voltaje de soportabilidad de corta duración a frecuencia
industrial, a tierra y entre polos.
125
kV
Voltaje de soportabilidad al impulso atmosférico, a tierra y
entre polos.
Tabla 3: Voltajes de soportabilidad 0,48 kV.
Aislamiento Externo
10
kV
Voltaje de soportabilidad de corta duración a frecuencia
industrial, a tierra y
entre polos.
10
kV
Voltaje de soportabilidad al impulso atmosférico, a tierra y
entre polos.
Aislamiento Interno
60
kV
Voltaje de soportabilidad de corta duración a frecuencia
industrial, a tierra y
entre polos.
60
kV
Voltaje de soportabilidad al impulso atmosférico, a tierra y
entre polos.
Según la norma UNE - EN60099-4, el valor
normalizado para el voltaje nominal del dispositivo de
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Monga et al. / Determinación de los parámetros de un sistema de puesta a tierra y apantallamiento eléctrico
protección contra sobrevoltajes seleccionado es 18 kV
MCOV 15.3 kV, para la red de 23 kV y 1 kV en la red de
0,48 kV, los cuales consideran el uso de pararrayos clase
distribución polimérico, óxido metálico con
desconectador de los niveles de protección descritos a
continuación de acuerdo con el análisis realizado para la
coordinación de aislamiento de la central (ver tabla 4):
Tabla 4: Niveles de protección 23kV y 0,48 kV
Niveles de protección 23 kV
Ups =48 kV
Nivel de protección al impulso tipo
maniobra (1 kA)
Upl = 69 kV
Nivel de protección al impulso tipo rayo
(10 kA)
Niveles de protección 0,48 kV
Ups =1 kV
Nivel de protección al impulso tipo
maniobra (1 kA)
Upl = 1,4 kV
Nivel de protección al impulso tipo rayo
(10 kA)
Considerando los parámetros analizados y acorde a la
norma IEC se contempla analizar los valores nominales
tomando en consideración el 10% del voltaje entre fases
expresadas en kV. Para lo cual la central de generación
cuenta con una red de distribución trifásica de 23 kV, a
este valor se incrementa el 10% del voltaje nominal de la
red, por lo tanto, el valor de voltaje máximo será de 25,3
kV [5].
A continuación el valor mencionado se lo divide para
√3 como lo enuncia la norma IEC, obteniéndose un valor
de MCOV igual a 14,60 kV; por consiguiente será el
máximo valor de voltaje Línea – Tierra y el mismo que;
según los estándares de la EEQ se deberá considerar un
grupo de pararrayos de 18 kV MCOV 15.3 kV [6], los
mismos que al realizar el estudio de campo se encuentran
instalados en la central de generación y serán parte del
análisis en el modelamiento del apantallamiento de la
central, considerándolos como la primera protección
frente a las descargas atmosféricas a ser analizadas por el
Método de las Esferas rodantes.
2.2. Análisis del Sistema de Puesta a Tierra Actual.
El sistema de puesta a tierra en la central actual consta
de dos etapas como se muestra en la fig. 1; la primera
etapa fue diseñada para la protección de las primeras
unidades de generación y la segunda para las unidades
consiguientes.
Figura. 1: Etapas del Sistema de Puesta a Tierra inicial en la
Central de Generación Distribuida
Cabe destacar que conforme a la información de
campo e investigativa se determinó, que las etapas del
sistema de puesta a tierra operan de manera
independiente para la protección de sus respectivas
cargas [7].
2.2.1 Simulación del Sistema de Puesta a Tierra Actual
Se procedió a simular el sistema de puesta a tierra de
manera compacta, en base a sus parámetros de
construcción empleando el valor actual determinado para
la resistividad del suelo el cual es de 23,57 Ωm.
Posterior a un modelamiento en software CAD, en la
fig. 2 se observa la simulación de la malla en el software
ETAP, empleando al Método de los elementos finitos.
Figura 2: Modelamiento en ETAP del sistema de puesta a tierra
actual por el método de elementos finitos
En la fig. 3 se observa los resultados de la simulación
en base al método de elementos finitos (FEM).
Figura 3: Resultados obtenidos de la simulación en ETAP
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Edición No. 19, Issue I, Julio 2022
Mediante la simulación con el valor actual de
resistividad del suelo, se obtuvo un valor de resistencia
de 0,588 Ω en la malla, valor que se encuentra dentro de
los rangos permitidos conforme a la norma IEEE-80-
2013, además la malla proyecta un voltaje de paso de 464
V y un voltaje de toque de 854,4 V que excede al valor
máximo permitido como se muestra en la fig. 4.
Figura 4: Voltaje de paso y de toque obtenida de la simulación
actual de la central de generación distribuida.
Según los resultados obtenidos del modelamiento de las
mallas en ETAP usando el Std. IEEE 80, se obtuvieron
en todos los casos valores inferiores a 1 Ω en cuanto a la
resistencia de puesta a tierra, sin embargo, en el siguiente
apartado es necesario comparar dichos resultados con
una tendencia real dada por mediciones de campo con un
telurómetro debido a que los sistemas de protección a
tierra deben recibir mantenimiento al menos una vez al
año concorde a la norma, lo cual no se ha realizado en la
central de generación distribuida, sumado a que la central
está ubicada en un tipo de suelo que tiende a sufrir
cambios constantemente.
2.3. Modelado del Sistema de Apantallamiento.
Para el modelamiento del sistema de apantallamiento
primeramente se empleó el software AutoCAD para
realizar en primera instancia el modelo 2D de la central,
para posteriormente simularse en 3D en el programa
SOLIDWORKS; empleando el método de las esferas
rodantes de acuerdo al modelo electrogeométrico
resuelto según la coordinación de aislamiento analizada,
donde se procede a simularlo en el software tomando en
cuenta un radio de 63 m para la esfera rodante,
considerando para el análisis las protecciones actuales
existentes, que constan de pararrayos instalados en la
estructura saliente de la central de generación que se
interconecta con la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) y un
pararrayo ubicado perpendicularmente junto a la sala de
control.
De acuerdo con el modelamiento de la esfera rodante
se determina que las protecciones instaladas no cubren en
su totalidad los generadores 3, 4 y 5 los mismos que
estarían expuestos a descargas atmosféricas como se
puede apreciar en las Fig. 5.
Figura 5: Zona fuera de protección
3. ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS
En la presente investigación, se ha determinado la
ausencia de un estudio o metodología establecida para los
sistemas de puesta a tierra y apantallamiento en centrales
de generación distribuida renovables, esto debido a que
la normativa se encuentra orientada a S/E
convencionales, las mismas que cuentan con sistemas de
apantallamiento a base de estructuras y cables de guarda
que son diseñadas en base al método del ángulo, por lo
cual para la central de generación en estudio por su
estructura, nivel de contaminación, expansión de 2
unidades generadoras y su desnivel de suelo se debe
considerar el método de las esferas rodantes, el mismo
que se basa en normativas internacionales como la IEC
1024, AS 1768, NFC 17 100, NFPA 780 y la BS 6651,
para lo cual el sistema proporciona menor cantidad de
puntos de posible falla, donde se puede conectar al
sistema de malla instalado o individualizarlo para disipar
las descargas atmosféricas en la zona.
Por otra parte, los sistemas de puesta a tierra han sido
monitoreados de manera individual, compacta y con una
expansión proyectada; empleándose métodos de
medición acorde a la normativa IEEE 81 y de diseño en
base a la normativa IEEE 80, además de modelamiento
en software en el cuál se analizaron los dos métodos
disponibles: IEEE 80 y Elementos Finitos.
Para posteriormente realizarse un balance y comparación
de los dos métodos simulados y el diseño secuencial en
base a los estándares de IEEE 80.
3.1. Simulación y propuesta del sistema de puesta a
tierra actual.
En primera instancia se determina la simulación y
propuesta para las condiciones actuales de la central de
generación distribuida con la finalidad de asegurarse un
nivel de resistencia baja y parámetros dentro de los
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Monga et al. / Determinación de los parámetros de un sistema de puesta a tierra y apantallamiento eléctrico
límites permitidos en la malla, se pueden realizar varias
mejoras acorde a la morfología del terreno
implementando 10 varillas en paralelo al mallado
existente, con las cuales se ha conseguido obtener una
resistencia de 0.414 ohmios, un voltaje de toque de 589
V y un voltaje de paso de 316,6 V; los cuales cumplen
con los valores tolerables como se muestra en la fig. 6 en
base a las mejoras detalladas en la tabla 5 y 6.
Figura 6: Simulación de la malla con mejoras implementadas
En la fig. 7 se observa los resultados de la simulación en
base al método de elementos finitos (FEM).
Figura 7: Resultados obtenidos de la simulación en ETAP
Tabla 5: Comparativa de valores actuales y optimizados
Estado del
SPT
Resis
tenci
a [Ω]
Voltaje de
Toque [V]
Voltaje de
Paso [V]
Normativa
IEEE 80
Actual
0,588
464
854,4
No cumple
Optimizado
0,414
589
316,6
Cumple
Tabla 6: Mejoras al sistema de puesta a tierra del sistema actual
Mejora
Objetivo
Consideraciones
Implementación de
un grupo de 10
varillas en paralelo a
la malla en sentido
sur (parqueadero), ya
que es un espacio sin
construcción, el cual
presta las facilidades
para implementarse
dicha mejora.
Reducir el
valor de
voltaje de
toque 467,6
V calculado
para cumplir
con valores
tolerables.
Ubicar en paralelo en
sentido sur, a una distancia
de 2 metros y medio tanto en
dirección x como en y,
realizarse las uniones
exotérmicas entre los
electro- dos y los
conductores necesarios de
expandirse, considerándose
cables de calibre 2/0 y
varillas de 5/8 x 1,80 m,
instalados a una profundidad
de 0.6 m.
Mejoramiento de la
resistividad del
suelo en la central.
Mejorar
sustancialmen
te la
resistividad
del suelo
Considerarse el uso de sales
o geles para incrementar los
niveles de conductividad.
Además, usarse cemento de
alta conductividad sobre cada
uno de los puntos a
incrementarse a la malla.
Adicional dar tratamiento
para obtener una consistencia
húmeda.
3.2. Simulación del Sistema de Puesta a Tierra para la
Expansión de la Central de Generación
Finalmente se procede a simular las mallas de puesta
a tierra actuales según los parámetros de construcción en
conjunto con la malla proyectada para la nueva etapa del
sistema, de forma compacta considerando las
condiciones iniciales del entorno y con el valor de 23,57
Ωm para la resistividad del suelo. Dicha simulación se
ejecutó posterior a un modelamiento en software CAD,
en la fig. 8 se observa la simulación de la malla en el
software ETAP, empleando el Método de los Elementos
Finitos.
Figura 8: Simulación de la malla con mejoras implementadas
En la fig. 9 se observa los resultados de la simulación
en base al método de elementos finitos (FEM).
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Edición No. 19, Issue I, Julio 2022
Figura 9: Resultados obtenidos de la simulación en ETAP
Mediante la simulación en base a parámetros de
diseño y con el valor actual de resistividad del suelo, se
obtuvo un valor de resistencia de 0,414 Ω en la malla,
valor que se encuentra dentro de los rangos permitidos
acorde a la norma IEEE-80-2013, además la malla
compacta proyecta un voltaje de paso de 467,6 V y un
voltaje de toque de 223,9 V; los mismos que no exceden
a los valores máximos como se muestra en la fig. 10.
Figura 10: Gráfica de voltaje de paso y toque obtenida de la
simulación
Los valores de resistencia referentes al sistema actual
de puesta a tierra, analizados con las mejoras propuestas,
se encuentran dentro de los rangos adecuados y
permitidos para una segura operación de los activos de la
central de generación. Así mismo del diseño de la Etapa
III del SPT, se obtuvo valores óptimos de resistencia y
demás parámetros fundamentales, los mismos que
también fueron comprobados mediante simulaciones en
ETAP, obteniéndose valores similares con los
calculados.
Los rangos aceptables de los voltajes de toque y de
paso tienden a variar en gran parte por la resistividad del
terreno y por la longitud del conductor como se pudo
apreciar en el modelamiento de las etapas I y II
obteniéndose valores de voltaje de toque de 854,4 V y de
paso 464 V. El terreno, puede ser mejorado con un suelo
artificial o cemento conductivo de baja resistividad,
mientras que el segundo parámetro se pudiera variar; con
la distancia entre cables o agrandando el área del terreno
y a su vez con la interconexión de la etapa III con la cual
de acuerdo con el modelamiento se tiene una mejora en
los voltajes de toque de 467,6 V y de paso 223,9 V con
una de resistividad en la malla total de 0.414 Ωm.
3.2. Simulación y propuesta para el sistema de
apantallamiento.
Se empleó el software AUTOCAD con el propósito
de realizar en primera instancia el modelamiento 2D de
la central, para posteriormente realizarse el
modelamiento en 3D de la misma en SOLIDWORKS; a
fin de emplear el método de las esferas rodantes en el
análisis de apantallamientos eléctricos, ver fig. 11.
Figura 11: Modelado 3D Central de Generación Expandida
Este método hace referencia al resultado del modelo
electrogeométrico, que trata en simular una esfera con un
mismo radio a la distancia de impacto rodando sobre los
volúmenes de las instalaciones de la central de
generación a proteger contra rayos (de acuerdo a la fig.
12). Para el análisis de la central y de acuerdo a lo
calculado y como lo determinan las normas IEC 62305-2
o la NTC 4552-2 se determina un radio de 30m de
acuerdo al nivel de riesgo medio II estipulado por el nivel
isoceraunico de 60 que se encuentra en la zona del Inga.
39
Monga et al. / Determinación de los parámetros de un sistema de puesta a tierra y apantallamiento eléctrico
Figura 12: Rodamiento de la Esfera Rodante vista 3D.
Para el sistema de apantallamiento de la central se
debe tener en cuenta el uso de un sistema de puntas
piezoeléctricas según lo establece el modelamiento de
esferas rodantes, considerando una esfera de 30 metros
de radio, las mismas que permitirán cubrir a toda la planta
de descargas atmosféricas, para lo cual se deberá
considerar un pararrayos con un delta mínimo de 10
metros que permitirá cubrir la zona estudiada como se
puede apreciar en la Fig. 13.
Figura 13: Zona mínima de Protección Central de Generación
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Según la simulación del sistema actual de puesta a
tierra de la central, realizados en ETAP, se determinó que
los valores de resistencia se encuentran inferiores a 1
ohmio, los cuales están dentro de los límites admisibles
acorde al estándar IEEE-80. Sin embargo, dichos valores
difieren de los medidos encontrándose el peor de ellos en
el pararrayos de 986 ohmios; por lo que se deben realizar
mantenimientos y repotenciación de los mismos. Para la
expansión del sistema de puesta a tierra, se comprobó la
eficiencia del mismo mediante la simulación aplicándose
los métodos de análisis IEEE y FEM. Determinándose en
todos los casos una resistencia de 0,769 Ω en la nueva
malla, valor que se encuentra dentro de los rangos
permitidos, así como los valores referentes a voltajes de
toque y paso.
Dentro del análisis de la coordinación de aislamiento
y el modelamiento de la central en condiciones actuales
se determinó que el sistema de apantallamiento se
encuentra fuera de los rangos de protección para los
generadores 3, 4 y 5, debido a que el pararrayos de tipo
dipolo corona cuenta con un ángulo de incidencia menor
al adecuado para la protección de toda la planta y
corroborando a su vez que la misma cumplió con su vida
útil al no alcázar la protección mínima de 5Ω como lo
establece la norma IEC 1024. Según el modelamiento de
la expansión mediante el método de las esferas rodantes
en la central de generación se determinó el uso de dos
puntas piezoeléctricas las cuales proporcionarán una
trayectoria de baja impedancia para la corriente del rayo
y deberán ser ubicadas en puntos estratégicos para cubrir
el área total de la planta; en la cual se debe considerar un
diámetro mínimo de protección de 80 metros y un delta
de 10 metros para los nuevos pararrayos a instalarse.
Se plantea como mejoras a los sistemas de puesta a
tierra de la central; la ubicación de 10 varillas coperweld
en paralelo a las mallas; con la misma distancia de diseño
entre conductores y el mejoramiento del suelo en el área
sin construcción. Se estima estas soluciones, debido a que
son las opciones viables para mejorar la malla construida
que tiene poco espacio para trabajar.
AGRADECIMIENTOS
Un sincero agradecimiento a nuestro tutor Mgs. Roberto
Salazar por todo el apoyo brindado en la realización del
presente artículo, así como en la obtención de nuestro
grado académico.
A nuestros respectivos padres por todo el apoyo
incondicional brindado en el transcurso de nuestra etapa
académica y a lo largo de nuestra corta vida profesional.
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e4860432, nov. 2017, doi: 10.1155/2017/4860432.
Diego Monga. - Nació en
Latacunga, Ecuador en 1992.
Recibió su título de Ingeniero
Electromecánico de la Universidad
de las Fuerzas Armadas ESPE en
2018. Sus campos de investigación
están relacionados en el Análisis de
Sistemas Eléctricos de Potencia,
Energías Renovables y
Distribución.
Cristian Changoluisa. - Nació en
Quito, Ecuador en 1991. Recibió su
título de Ingeniero Electromecánico
de la Universidad de las Fuerzas
Armadas ESPE en 2018. Sus
campos de investigación están
relacionados en el Análisis de
Sistemas Eléctricos de Potencia,
Energías Renovables y Distribución. Eléctricas y
Distribución.
Roberto Salazar. - Nació en
Latacunga, Ecuador en 1988.
Recibió su título de Ingeniero en
Electromecánica de la Escuela
Politécnica del Ejercito en 2011 y
su título de Magister en Gestión de
Energías en la Universidad Técnica
de Cotopaxi en 2015 y Magister en Física Aplicada
candidato por la Universidad Técnica de Ambato 2022.
Cuenta con experiencia en varios campos de la robótica
de competencia. Actualmente, se encuentra trabajando
como docente no titular en pregrado y posgrado de la
Universidad Técnica de Cotopaxi. Sus principales
campos de investigación son: modelación y simulación
de fenómenos físicos.
Diego Jiménez. - Obtuvo el título
de Ingeniero en Electrónica e
Instrumentación en la Universidad
de las Fuerzas Armadas – ESPE,
Ecuador en 2014 y obtuvo el grado
de Magíster en Ciencias de la
Ingeniería mención Eléctrica en la
Universidad de Chile, Santiago de
Chile en 2018. Cuenta con experiencia docente en varias
instituciones de educación superior y experiencia
profesional en el área de automatización, control
industrial e instrumentación en empresas del sector
petrolero. Actualmente es docente no titular de la
Universidad Técnica de Cotopaxi en el área de pregrado
y posgrado. Su campo de investigación incluye el análisis
de los sistemas de gestión de energía, la aplicación de la
inteligencia computacional al sector eléctrico y el estudio
de las microrredes.
Xavier Proaño . - Nació en
Latacunga, Ecuador en 1985.
Recibió su título de Ingeniero
Eléctrico de la Escuela Politécnica
Nacional en 2010; Máster en
Gestión de Energías en la
Universidad Técnica de Cotopaxi
en 2013. Sus campos de estudio
están relacionados con Alto
Voltaje, Energías Renovables, Protecciones Eléctricas y
Sistemas Eléctricos de Potencia. Docente de planta a
tiempo completo de la Carrera de Ing. Eléctrica en la
Facultad de Ciencias de la Ingeniería y Aplicadas de la
UTC, Ecuador.
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