Gestión de Instalaciones
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www.ute.com.uy Gestión de instalaciones 54(3) (0,57%) Consumo propio 20 535 0 Diesel (45,83%) 4.350 CTM (6,07%) 576 Argentina (0,36%) 34 Brasil Exportaciones 574 (6,05%) Argentina 1.738��� 0 1.471 6 (90,19%) 8.560 (0,06%) Residen. Grandes consum. Medianos consumid. (7,66%) (30,72%) (21,69%) (10,89%) 727 2.916��� 2.059 1.034 General 64 (0,67%) Otras multih. 222 (2,34%) 36 (0,38%) Alumbrado Clientes público Libres 31 (0,33%) Auto consumo TOTAL CONSUMO NACIONAL 7.089 (74,69%) 5.162 (54,39%) 9.431 (99,37%) Energía comprada 23 (0,24%) Ag. Prod. Sistema autónomo diesel ��� Los porcentajes se calculan en base a la Producción Bruta. ��� A partir del 2005 la producción se mide en bornes de transformador, en años anteriores se midió en bornes de alternador. ��� Incluye los consumos de las poblaciones de las centrales hidroeléctricas por un total de 7 GWh. ��� Incluye Residencial y Doble Horario Residencial. ��� Pérdidas en las redes y comerciales. (0,00%) Export. Brasil (MT y BT) 215 (2,27%) Brasil Compras 5.162 (54,39%) Producción entregada a redes de distribución Pérdidas distribución y comercio 4.269 (44,98%) Generación neta UTE (100%) (99,94%) Energía disponible en barras de trasmisión (5,64%) Turbo Gas PÉRDIDAS 267 Pérdidas trasmisión 623 (6,56%) (33,35%) 3.165 Vapor Hidráulica 4.323 4.323 (45,55%)(45,55%) 9.485 SISTEMA INTERCONECTADO Generación UTE(2) 9.491 PRODUCCIÓN BRUTA Balance energético 2007 (GWh)(1) Gestión de Instalaciones Gestión Energética medidas de ahorro fueron sólo durante enero y febrero ya que luego se contó con mayor disponibilidad de energía hidráulica, superando en este rubro al 76% de las crónicas hidráulicas registradas. Energía entregada al Sistema Nacional La energía anual entregada al sistema nacional fue 8.874.997 MWh, un 8,4% superior a la de 2006. El pico máximo fue 1654 MW el día miércoles 25 de julio, 245 MW más que el año anterior, equivalente a un incremento de 17,4%. El día de mayor consumo de energía fue el miércoles 25 de julio con 31.580 MWh 17% superior al día de mayor consumo del año anterior. El año 2007, se caracterizó por una hidrología húmeda. Principalmente en la segunda mitad del año, habiéndose ubicado en media, en el tercil superior de las crónicas de aportes de la serie histórica (1909-2007). El factor de carga fue 61,3%, lo que representó una disminución de 5,0% en relación al año anterior, siendo el menor de los últimos seis años (2001 al 2006). En el año 2007 se mantuvieron las medidas implementadas en el año 2006 para reducir el consumo (adelanto de la hora legal, y plan de ahorro de energía y eficiencia energética). Las Potencia media Total Hidráulica - semana 1 a 52 Excedencia Tot Hid-2007 = 75.5%, ubicada en el lugar número 75 de la serie de crónicas 1909 - 2007 10 más secas : 1917, 1945, 1944, 1943, 1933, 2006, 1962, 1909, 1989, 1951 2000 Fuente: PEE 1750 Potencia 1250 Año 2007 1000 Año 2005 750 500 Año 2006 Seco 2007 Normal 2006 21 Húmedo 2005 100% Excedencia Extraseco Potencia 95% 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60% 55% 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 0 5% 250 0% MW med 1500 Gestión de Instalaciones Recursos Energéticos fue de 34,76m. Los aportes medios anuales fueron del orden de los 5.300 m3/s. Esta central tuvo vertimiento durante cuatro meses llegando a un pico de aporte de 12.650 m3/s en el mes de mayo. Evolución de la situación energética El año 2007 comenzó con características de hidrología seca, continuando la situación ocurrida en el año 2006. A partir del mes de marzo debido a la ocurrencia de lluvias se revirtió la situación seca, pasando a una hidrología húmeda. La operación energética se caracterizó por pasar de un despacho térmico e importación importante durante los dos primeros meses del año a un despacho hidráulico con alguna importación puntual durante el resto del año. Esta operación energética se desarrolló manteniendo la seguridad de abastecimiento de la demanda. En los meses de marzo hasta junio y setiembre hasta noviembre se contó con excedentes de vertimiento, los cuales fueron exportados hacia Argentina y Brasil. A comienzos del año se abasteció la demanda con generación térmica de Central Batlle, generación térmica de turbinas de gas (CTR y PTA), importación de energía desde Argentina y Brasil y generación de Salto Grande. El resto del año se mantuvo el abastecimiento de la demanda con un despacho fundamentalmente hidráulico. Hubo generación térmica durante los meses de enero, febrero y diciembre para el sistema uruguayo, mientras que la generación de los meses de mayo a setiembre y principios de diciembre fue para exportar a Argentina. El contrato con una empresa de Argentina, fue despachado durante los meses de enero y febrero y durante los meses de setiembre noviembre y diciembre puntualmente en algunos días. El contrato con una empresa de Brasil, a través de la Conversora Rivera–Livramento fue convocado en los meses de enero y febrero para Uruguay, mientras que en los meses de mayo, junio, julio y agosto fue convocado por UTE en parte para Uruguay y para exportar a Argentina. A principios del año 2007 la cota de la Central Terra fue 76,81m que se corresponde con un 49% del volumen útil máximo y a un tiempo de vaciado de 68 días generando a pleno. Esta cota fue la mínima registrada por el resto del año. La central comenzó a despacharse por primera vez en el año los primeros días del mes de marzo. A partir del 29 de marzo en adelante el despacho fue a pleno. Hubo vertimiento cuatro veces durante el año llegando a una cota máxima de 82,76m en el mes de abril. A partir del mes de julio 2007 comenzaron los ensayos de los generadores de la empresa BOTNIA. La energía generada a partir de los procesos productivos de la planta, entregada al Sistema Nacional totalizó 23.189 MWh. La cota de Salto Grande a comienzos del año 22 Energía entregada al Sistema Nacional 2007 (GWh) 789 Importación 9 % Exportación -7 % -610 4350 Salto Grande 49 % 1181 Térmica 13 % 3165 Hidráulica 36 % -1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 Generación hidráulica por central (acumulado anual) 2.000 1.800 1.600 GWh 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 Gabriel Terra Baygorria 2006 Constitución 2007 23 Gestión de Instalaciones Energía total anual 10.000 9.000 8.000 GWh 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 Año Máximo anual de la potencia horaria demandada 1.800 1.600 1.400 MWh 1.200 1.000 800 600 400 200 0 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 Año 24 Evolución de la energía entregada al sistema nacional 900 2006 850 2007 GWh 800 750 700 650 600 550 500 1 2 3 4 5 6 Mes 7 8 9 10 11 12 8 9 10 11 12 Evolución de los picos medios máximos Promedio pico máximo día hábil 1.600 2006 2007 MW 1.500 1.400 1.300 1.200 1.100 1.000 1 2 3 4 5 6 Mes 25 7 Gestión de Instalaciones Diagramas de carga media TOTAL ANUAL 1.400 1.200 MW 1.000 800 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas MARZO JUNIO 1.400 POTENCIA (MW) 1.600 1.400 POTENCIA (MW) 1.600 1.200 1.200 1.000 1.000 800 600 400 200 0 800 600 400 200 1 3 5 7 9 0 11 13 15 17 19 21 23 SEPTIEMBRE 1.400 POTENCIA (MW) 1.600 1.400 POTENCIA (MW) 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 7 9 11 13 15 17 19 21 23 DICIEMBRE 1.600 1.200 1.200 1.000 1.000 800 600 400 200 0 1 800 600 400 200 1 3 5 7 9 0 11 13 15 17 19 21 23 Hábiles 1 3 5 Feriados 26 mm Acumulado mensual de lluvia en la Cuenca Terra 200 190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN Lluvia JUL AGO SEP OCT NOV DIC 8 9 2007 10 11 12 Media Dr. Gabriel Terra - Niveles 84 82 METROS 80 78 76 74 72 70 1 2 3 4 5 2005 6 27 7 2006 Gestión de Instalaciones Intercambios internacionales titución fueron superiores a la media histórica para los meses de marzo, abril, mayo, agosto y octubre. Para el resto de los meses los aportes no alcanzaron el valor medio histórico. La importación desde Argentina fue de 573.734 MWh, prácticamente un 6,5% de la energía entregada al SIN. Esta importación se desglosa en 233.342 MWh proveniente del contrato con una empresa de Argentina y el resto, 340.392 MWh a través de modalidades establecidas en el marco del Convenio de Interconexión. El volumen útil inicial del embalse de Terra comenzó con un 49% de llenado, y se mantuvo en ese entorno durante los meses de enero y febrero. El mismo se incrementó a partir del mes de marzo quedando durante todo el resto del año por encima al 50%. La importación desde Brasil fue de 214.934 MWh. Esta importación se desglosa en 185.199 MWh para el sistema uruguayo y 29.735 MWh para exportar a Argentina. Las lluvias acumuladas en el año sobre la cuenca global alta de Terra fueron superiores a la media histórica, los valores mensuales superaron ligeramente el valor medio histórico correspondiente a cada mes (desde 1963 hasta 2005), durante siete meses. La exportación de energía producida por UTE al sistema argentino fue de 287.757 MWh de origen térmico, 260.511 MWh de origen hidráulico (Río Negro) y 28.047 MWh de energía importada desde Brasil a través de la Conversora Rivera–Livramento. Por otra parte se exportaron 394.832 MWh de energía asociada a excedentes de vertimiento de la central de Salto Grande. En este año se produjeron tres crecidas importantes en todas las centrales hidráulicas de Río Negro. La primera se registró en el mes de marzo de 2007 donde los aportes propios de la Central Constitución correspondieron a un volumen máximo histórico desde el año 1994. Las lluvias sobre la cuenca totalizaron en este mes 428mm. Para la Central G. Terra se alcanzaron los 270mm de lluvias sobre la cuenca. La segunda se produjo durante el mes de mayo donde se registró el aporte máximo anual tanto en Terra como en Constitución (6,26 km3 en Terra y 11,36 km3 en Constitución). La cota máxima alcanzada en Constitución aguas arriba fue de 42,06m entre las 09:00 y las 12:00 del domingo 6 de mayo, cota máxima alcanzada desde su entrada en servicio. El volumen total de los aportes acumulados en el mes de mayo de 2007 para Constitución corresponde a tres veces el volumen útil total de su embalse. Se exportó 78 MWh hacia Brasil por ensayos de la conversora Rivera-Livramento y 33.712 MWh de origen excedentes de vertimiento para Brasil. Aportes a los embalses La hidrología en este año comenzó a mejorar rápidamente a partir del mes de marzo. La energía acumulada correspondiente a los aportes en todas las centrales hidráulicas se encuentra en el tercil superior respecto de las crónicas 1909-2007. La tercera crecida importante se produjo en el mes de octubre con un registro superior a los 200mm de lluvia sobre las cuencas de Terra y Constitución. Los aportes anuales a los embalses fueron superiores a la media histórica en las centrales hidráulicas de Terra, Constitución y Salto Grande. En la Central Terra el aporte anual fue un 17% superior al promedio de los últimos 20 años. En la Central Salto Grande el aporte anual fue 10% superior a la media histórica e igual al promedio de los últimos 20 años. Los aportes mensuales fueron superiores a la media mensual en Los aportes totales mensuales en Terra y Cons- 28 enero, marzo, abril, mayo, octubre y noviembre, e inferiores en el resto. El aporte real del mes de octubre fue el mayor de todos los meses del año y su valor superó en un 29% el medio histórico registrado para ese mes. Estudios para la gestión energética del Sistema Interconectado Nacional (SIN) Con la entrada en explotación de la central de Punta del Tigre, el consumo de gas oil del parque generador de UTE se incrementó en forma significativa (80% más), siendo el consumo máximo total de UTE del mismo orden del gas oil para el mercado interno del país. Con esta nueva realidad se llevaron adelante numerosos análisis para adecuar la logística de abastecimiento de forma de reducir al máximo el riesgo de desabastecimiento de combustible que en algunos casos puede impactar fuertemente sobre la demanda de energía. Los estudios a destacar abarcaron la ampliación de la capacidad de almacenamiento, el transporte de combustible desde ANCAP a UTE y la celebración de contratos de compra de gas oil. Los estudios citados, fueron realizados por grupos de trabajo formados con personal de ANCAP y UTE. En paralelo se continuó con la adecuación y actualización de los modelos de optimización y simulación energética para tener en cuenta nuevas limitantes y variables del entorno. Crecimiento del PBI, de la energía anual y de la potencia máxima 18% 17% 13% % 8% 3% 12.3% 8.5% 5.7% 5.0% 5.3% 4.5% 5.9% 4.9% 4.8% 3.7% -1.4% -0.2% 2.5% 1.5% -0.3% -2.5% -3.4% -2.8% 6.6% 7.4% -3.3% 0.4% -0.1% -2.9% -5.1% -7% -11.0% -12% -17% 7.0% 4.9% 2.2% 0.5% 1.7% -2% 8.4% 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Tasa Crec MWh 2003 Tasa Crec MW 29 2004 2005 2006 Tasa Crec PBI 2007 Gestión de Instalaciones Sistema de medición comercial (SMEC) Corriente autotrafo de Palmar 500 Durante el año 2007 se alcanzaron las siguientes metas: 400 300 En la frontera de generación–trasmisión fueron incorporados los medidores de las dos nuevas unidades de la Central Punta del Tigre (dos generadores de 50 MW cada uno), utilizando el software, metodología y automatismos desarrollados en ocasión de la incorporación de las cuatro primeras unidades de generación. 200 100 0 En la frontera de trasmisión–distribución se agregaron cuatro medidores en nuevos puntos de intercambio de energía. Se cubre la totalidad de los puntos de intercambio. 1 2 3 4 5 6 Tiempo (segundos) 7 8 9 10 Estudios para la operación y expansión en el corto plazo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) Se incorporó la medida de energía entrante y saliente de la empresa Botnia, siendo ésta el primer generador privado a nivel de Trasmisión (187MVA instalados). En la gráfica adjunta se muestra la evolución de su consumo y generación horario durante el año 2007. Se destacan las siguientes actividades realizadas en la red de trasmisión: Se determinaron las condiciones de operación necesarias, para la energización de la 30 segunda línea Palmar-Montevideo, estando la otra en servicio. Demanda máxima de Botnia Demanda máxima de Botnia (MW) 100 Se estudió el comportamiento dinámico del disparo de cargas actual (DAC) por doble contingencia de líneas de 500 kV: PalmarMontevideo, al adoptar una operación del sistema con el oeste sur cerrado. Se buscó la implementación de una protección que abra dicho circuito ante la contingencia planteada y se realizó el análisis del desempeño transitorio de las variables involucradas, a los efectos de estimar los tiempos máximos de actuación de la misma. Se definieron las acciones a tomar para su implementación. y = -0.0826x + 183.75 Límites térmicos Límites de estabilidad 80 LT: SJA-FBE (Límite TI) Límite Estabilidad PQ cte LT: SJA-FBE (Límite térmico) Límite detección ISLA PQ cte TR BOT 150/33Kv (pMÁX) Límite Estabilidad P 30% cte 60 40 20 Detección de isla y = -0.0764x + 120.3 0 1170 1220 1270 1320 1370 1420 1470 1520 1570 Demanda en red de UTE sin Botnia (MW) Se determinaron las condiciones de operación necesarias, para la realización de trabajos con tensión en la línea BIF-MIN 60 kV. Se realizó una barrida de potencias de cortocircuito en toda la red, utilizando como variables de estado el parque generador y la configuración del anillo de Montevideo. Se verificó la superación o no del poder de corte de los interruptores correspondientes a la salida en 150 kV de Laisa y de la 6ta unidad de Central Batlle. El objetivo fue elaborar una herramienta informática a partir de la cual se verifica la validez para la operación del SIN, de diferentes topologías de la red del anillo de Montevideo. Adicionalmente, se realizó un estudio de despacho preventivo de unidades de generación con el objetivo de evaluar las acciones a tomar por parte de los operadores del sistema en caso de riesgo. Es decir, dado un determinado escenario o pre-despacho (de régimen térmico o puramente hidráulico), se buscó indicar, en función de la demanda, que unidades generadoras adicionales, cuyo arranque se pueda hacer rápidamente, deberían ingresarse para lograr una operación segura. Se definieron con flujos de carga, configuraciones de operación del sistema válidas en régimen permanente y en contingencias (N-1) en el SIN, considerando la puesta en servicio de las nuevas estaciones GIS de 150 kV en Montevideo E y Montevideo G y sus cables asociados. El objetivo fue determinar las configuraciones más adecuadas para la operación del anillo de Montevideo en función de la demanda y el parque generador previstos. Se realizaron estudios eléctricos, a los efectos de la energización del circuito Montevideo B (MVB) – Aguas Corrientes (ACO) – Punta del Tigre (PTI), con el objeto de energizar la barra de servicios propios de la Central Punta del Tigre. Se realizaron los estudios eléctricos relacionados con el acceso al SIN de la planta de producción de la empresa Botnia, resolviéndose los correspondientes a la etapa de los ensayos previos y los de la etapa de producción industrial. Se presentaron análisis de flujo de carga, corrientes de cortocircuito, emisiones de armónicos de tensión y corriente, y transitorios electromagnéticos, teniendo en cuenta los límites de trasmisión de energía eléctrica en el circuito de estudio. Se planteó un nuevo sistema de protección del sistema, el que actuará frente a la salida del transformador 500/150 kV de Salto Grande Uruguay, con el objetivo de desconectar la mínima cantidad de carga del Litoral Oeste que permita cumplir con las condiciones de desempeño así como evitar daños en el equipamiento de trasmisión. 31 Gestión de Instalaciones GENERACIÓN HIDRÁULICA En el año 2007 la producción hidráulica del Río Negro representó el 36% de la energía entregada al Sistema Interconectado Nacional (SIN), superior al año anterior (17%) y a los dos precedentes 35% y 24%. Las tres centrales hidroeléctricas presentaron una disponibilidad del 97,97% en su conjunto. La disponibilidad en la Central Terra fue alta debido a que se pospuso su mantenimiento en razón de la hidrología, y a la espera de tener disponible un contrato para tareas en los alternadores. Sistema de Gestión Para la conexión de generadores distribuidos en la red de distribución se calcularon niveles de potencia de cortocircuito y equivalentes Thévenin en barras de baja tensión, requiriéndose para ello la actualización del modelado de todas las estaciones de trasmisión. En el mes de setiembre se realizó la auditoría de seguimiento por parte de LATU Sistemas SA, para renovar los certificados ISO 9001:2000 y 14001:1996. A continuación se destacan algunas acciones que hacen a la mejora del servicio: GENERACIÓN Se dio inicio a la obra de sustitución de los Anillos Inferiores de los Distribuidores de la Central Hidroeléctrica Baygorria. Se realizó la obra de la Unidad Nº 2 entre el 21 de febrero y el 13 de julio, quedando funcionando satisfactoriamente. Dentro del plan de reordenamiento de la Alta Gerencia ejecutado por el Directorio de la empresa, en julio de 2007 se unificaron las Gerencias de Área Generación Hidráulica y Generación Térmica en una única Gerencia de Área Generación. En diciembre de 2007 se realizaron las Jornadas de Generación donde los trabajos estuvieron focalizados en la integración de la nueva Área. Sistema de Supervisión y Telemando. Las Centrales Hidráulicas de Terra y Constitución ya cuentan con los sistemas SCADA funcionando localmente. Disponibilidad de Centrales hidráulicas Tasa de Falla Centrales hidráulicas Total Disponibilidades 97,97 Total Falla 2,79 Gabriel Terra 99,37 Gabriel Terra 2,12 Baygorria 98,09 Baygorria 3,29 Constitución 97,29 Constitución 3,26 32 Disponibilidad 100 99 98 % 97 96 95 94 Terra Baygorria Constitución TOTAL 93 92 91 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Años La disponibilidad mide si la planificación del mantenimiento está dentro de los parámetros correctos. Indica la probabilidad, en el período mensual, en que en un cierto momento el equipamiento o función esté operando y su desempeño sea satisfactorio. Tasa de falla 12 Terra Baygorria Constitución TOTAL 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Años La tasa de falla, mide la confiabilidad del sistema. La interpretación del mismo consistiría en la probabilidad de que el equipamiento o la función presenten falla durante el servicio, en un período estadístico. 33 Gestión de Instalaciones Comenzó la ejecución del contrato para la instalación de una Red Hidrológica Telemétrica, como parte del Sistema de medida y pronóstico hidrológico. En 2007 se trabajó en la etapa de “Proyecto”. La demanda de generación térmica requirió la realización de un régimen de trabajo especialmente intenso y a recurrir al apoyo de otras unidades de UTE. El desempeño de la Central La Tablada se vio afectado debido a que la unidad 2 se desarmó para enviar a rebobinar el rotor del alternador. Esta era una reparación que se venía posponiendo desde hace 2 años. Dentro del programa de Seguridad de Presas se destaca el comienzo de una auditoría de seguridad de presas, contratada con una empresa especializada en el tema. Las unidades de Central Punta del Tigre generaron 327.346 MWh y consumieron 85.218 m3 de gas oil. La operación de la Turbina de Maldonado fue realizada por medio de un contrato externo con el apoyo de personal de mantenimiento. Se generaron 1.699 MWh y se consumieron 5.736 m3 de gas oil. Esta Unidad no está comprendida en el decreto N° 299/003 del 23/07/03 y por lo tanto no fue reconocida por el Poder Ejecutivo dentro del Servicio de Reserva Nacional. GENERACIÓN TÉRMICA Explotación del parque generador. Las centrales térmicas presentaron durante el ejercicio una disponibilidad desglosada de la siguiente manera: Central Batlle Central La Tablada Central Maldonado Central Punta del Tigre 56,47% 70,93% 88,75% 75,99% Proyecto Central Punta del Tigre. La 5ª Unidad de Central Batlle, estuvo despachada el equivalente a 161 días durante todo el año 2007, entregó 309.391 MWh y consumió 78.573,90 t de fuel oil. La ampliación de la central comenzó en diciembre de 2006 y consiste en la instalación de 2 unidades adicionales, lo que implicará que dicha central estará integrada por 6 unidades de 50 MW de potencia unitaria. La 6ª Unidad estuvo despachada el equivalentes a 80 días en todo el período. Durante dicho lapso la unidad generó 239.952 MWh, consumió 63.302,2 t de fuel oil. Esta unidad presentó una baja disponibilidad en función de un problema en los tubos del hogar de caldera que se sustituirán cuando se haga la parada programada en el año 2008, siempre que la situación hidrológica lo permita. Las unidades instaladas implican una ampliación del parque generador térmico de 300 MW respecto al parque térmico existente a mediados del 2005 y tienen un costo variable, funcionando con gas oil, que es del orden del 75% del de la Central La Tablada. La elaboración del proyecto para la toma de agua y vertido de efluentes en el Río de la Plata e instalación de una planta de pretratamiento de agua está siendo ejecutada. Se está en la etapa de comienzo del ramal del gasoducto y las instalaciones complementarias que permitirán alimentar con gas natural las instalaciones de la Central Punta del Tigre, al vincular el gasoducto troncal de transporte del gasoducto Cruz del Sur con la central. La Sala B estuvo despachada el equivalente a 90 días, y entregó 108.240 MWh al SIN, consumió 35.847 t de fuel oil. Corresponde resaltar que esta Unidad no está comprendida en el decreto N° 299/003 del 23/07/03 y por lo tanto no fue reconocida por el Poder Ejecutivo dentro del Servicio de Reserva Nacional. 34 Se instalaron los compresores de gas natural que permitirán elevar la presión desde el ramal de alimentación hasta la presión requerida por las turbinas. generadores Vestas V80 de 2 MW cada uno, y tendrá una producción estimada de 35 GWh anuales. TRASMISIÓN Sistema de Gestión Ampliaciones del sistema de trasmisión Se continuó con la implantación de un Sistema de Gestión que cumpla los requisitos de las normas de calidad ISO 9001:2000 e ISO 14001:1996, realizándose a satisfacción la segunda auditoría externa de seguimiento para renovación de la certificación obtenida en 2004. En el marco del Plan anual de actividades de mejoramiento, se continúa con las auditorías de calidad, revisiones por la Dirección, documentación de procedimientos, utilización de un procedimiento sobre la base de un sistema informático para el tratamiento de no conformidades, acciones correctivas, preventivas y de mejora. De esa forma Generación Térmica mantiene los niveles de calidad alcanzados referidos a la gestión de la calidad y la gestión ambiental. 7mo. Proyecto UTE – BIRF Se continuaron con las obras asociadas en la estación Montevideo G y a la puesta en servicio de la estación Montevideo E. En la estación Montevideo E se continuaron con los trabajos de energización y puesta en servicio de las bahías nuevas en la estación GIS aislada en hexafluoruro de azufre. Se ejecutaron los trabajos finales de pruebas y puesta en servicio de las salidas de cables a las estaciones Montevideo Norte, Montevideo J, y Montevideo F. Para ello fue necesario concluir con las obras previstas en los otros extremos de las conexiones mencionadas, en las propias estaciones Montevideo Norte, Montevideo J (cable 1), y Montevideo F. Instalaciones de Casa Blanca En la estación Montevideo G se concluyeron con las pruebas finales y se puso en funcionamiento la estación de trasmisión, en los tres vínculos con las estaciones Montevideo J , Montevideo F , y Montevideo R. Se realizaron trabajos en los otros extremos de esos vínculos en las propias estaciones mencionadas. Se continuó con las tareas de mantenimiento periódico de las instalaciones de superficie y de su entorno, de modo de preservarlas en buen estado. ENERGÍAS RENOVABLES Como parte de las obras se han realizado mediciones para verificar los valores máximos de ruido y campo electromagnético, en coordinación con los vecinos afectados. Generación eólica Dentro del plan estratégico de incursionar en la Generación Eólica se realizó la firma de un Contrato con una empresa española para la realización del Parque Eólico de Caracoles. Este parque es fruto del convenio de condonación de deuda entre el gobierno de la República Oriental del Uruguay y el Reino de España. El parque que operará en el segundo semestre de 2008, estará dotado de 5 aero- Interconexión con Brasil Se realizaron los estudios de sistemas eléctricos del impacto de la inserción de la Estación Conversora de Melo y la ampliación de la Estación San Carlos 500 kV, instalaciones que forman parte del proyecto de interconexión en Extra Alta Tensión con Brasil. Se analizaron distintos 35 Gestión de Instalaciones escenarios de carga y generación, las impedancias armónicas resultantes, se determinaron los reactores de neutro asociados a la línea de 500 kV y los desequilibrios que ésta impone. Adicionalmente se incrementó la disponibilidad de potencia instalada en la estación Fray Bentos, contando ahora con dos transformadores de 15 MVA y relación 150/30 kV. Se finalizó el anteproyecto y la redacción de especificaciones técnicas para el proyecto de la Estación Conversora, y la ampliación de la Estación San Carlos 500 kV. Conexión a la red de trasmisión de la planta de celulosa de Ence próximo a la localidad de Conchillas. Se realizaron los estudios primarios de sistemas eléctricos para determinar las ampliaciones necesarias para la conexión de este nuevo consumidor. Se avanzó en la definición de trazado, relevamiento planialtimétrico y especificaciones técnicas de la línea de 500 kV que unirá la Conversora Melo con la estación San Carlos 500 kV y el tramo de línea en territorio uruguayo que unirá la Conversora Melo con Candiota. Se elaboró el anteproyecto de la estación Punta Pereira 150 kV desde la cual se alimentará la planta. Conexión de la nueva Central Punta del Tigre a la red de Trasmisión. Conexión a la red de trasmisión de la potencia demandada por la empresa Río Tinto en la localidad de Nueva Palmira. Se llevó a cabo, como parte de ampliación de la estación de 150 kV en Punta del Tigre, la construcción de dos salidas nuevas en 150 kV. Junto con estas salidas se realizaron los montajes de los transformadores elevadores de máquina de potencia 64 MVA, y relación de transformación 150/11,5 kV que permiten conectar las máquinas generadoras 5 y 6 a la red de alta tensión. Se realizaron los estudios primarios de sistemas eléctricos para determinar las ampliaciones necesarias para la conexión de este nuevo consumidor. Se evaluaron las distintas opciones de conexión de Río Tinto a la red de Trasmisión. Conexión a la red de trasmisión de la planta de celulosa de Botnia en la localidad de Fray Bentos. Mantenimiento, renovación y mejora de instalaciones. En el transcurso del año se llevaron a cabo diversas actividades de mantenimiento, renovación, mejora y ampliación del sistema de trasmisión, con el objeto de mejorar la calidad y eficiencia del servicio. Se concluyeron las obras asociadas a la conexión de trasmisión de la planta de Botnia, permitiendo alimentar la planta en 150 kV, desde la estación Fray Bentos-150, a través de la línea de alta tensión de 4 km de longitud y del puesto de conexión de 150 kV ubicado a la llegada al complejo donde se ubica la planta procesadora. En cuanto a la renovación y mejora de instalaciones se destacan: Conclusión de la sustitución de la red de trasmisión en 110 kV. Se ejecutaron las obras en las estaciones Colonia, Conchillas y Nueva Palmira para poder "completar" el anillo en 150 kV en la zona del Oeste Sur de la red de Trasmisión, aprovechando las líneas reaisladas para 150 kV. Conjuntamente con estas obras se realizaron mejoras a la red de trasmisión que permiten contar con doble vinculación de la estación Fray Bentos (desde la estación Mercedes y desde la estación San Javier) al resto del Sistema Nacional. 36 Se realizaron los trabajos de desmantelamiento de la vieja playa de 110 kV en la estación Nueva Palmira, retirándose todos los equipos de potencia: transformadores, equipos de maniobra, etc. Remodelación de la estación Nueva Palmira 30 kV. Se ejecutaron las obras de remodelación de la barra de 30 kV en la estación Nueva Palmira de Trasmisión. Se ejecutaron las obras de demolición de la playa en desuso (ex110) y las obras civiles para la instalación del segundo transformador 150/30 kV de 25 MVA de potencia. Esto permite ampliar la potencia instalada disponible, como parte del proyecto de remodelación implementado. Compensación de Reactiva en el circuito Oeste-Sur de la red de Trasmisión. Se llevaron a cabo las obras para la instalación de dos bancos de condensadores de 7,5 Mvar en 30 kV, en la estación Nueva Palmira. Se están ejecutando las obras para la instalación de tres bancos de condensadores de 7,5 Mvar en 30 kV, en la estación Colonia. Remodelación de la estación Las Piedras 150 kV. Se completaron las obras de remodelación de la estación. Se amplió la disponibilidad de potencia instalada, y se renovaron los equipos de 30, 60 y 150 kV. La concreción de estas obras permitirá una mejora en la regulación de las tensiones de la zona. 37 Gestión de Instalaciones Estudio del ángulo de balanceo para las líneas Palmar–Montevideo de 500 kV. Se estudió el problema y se analizaron diferentes soluciones. El análisis del problema incluyó determinación de los ángulos de diseño, influencia del gravivano, efecto de retirar el anillo anticorona en los ángulos límites de balanceo, estudios de coordinación de aislamiento y elaboración de pliegos para realización de ensayos y compra de software relativos al tema. tendido de la segunda terna en 150 kV, de la línea que va desde la estación Solymar hasta el punto M. El punto M se encuentra ubicado en el medio de la doble terna que une las estaciones Montevideo I con Montevideo A. Esta nueva línea funcionará primariamente en 30 kV y servirá como alimentación del emprendimiento ubicado en Zona América desde la estación Solymar–DIS. Se están ejecutando las obras de ampliación y remodelación de las celdas tipo metalclad en la estación Solymar de trasmisión. Planificación del circuito Oeste–Norte. Se definieron las ampliaciones necesarias para el suministro de la demanda proyectada para la zona. Otros Estudios y Proyectos. Se comenzó la elaboración del proyecto de detalle para renovar la estación Rincón del Bonete 150 kV. Se elaboró el anteproyecto y las especificaciones técnicas para la instalación de tres bancos de condensadores (3x12.5 MVA) en la estación Paysandú. Se continuó, en coordinación con las unidades de estudios y proyectos de Distribución, con los estudios necesarios para definir las ampliaciones y reformas en la red de Trasmisión necesarias para conectar diversos proyectos de generación distribuida. Análisis de una nueva estación en Montevideo. Se analizó la inserción de una nueva estación, Montevideo M, en el punto donde actualmente se deriva la conexión a Solymar. Se revisaron los criterios de diseño y especificación de las resistencias de puesta a tierra. Renovación e instalación de equipamientos de alta tensión. Se realizaron las obras necesarias para la instalación y renovación de equipos de alta tensión (transformadores, equipos de maniobra y secciones) en las estaciones Montevideo B, Pan de Azúcar, Rodríguez, Tacuarembó, Minas, Montevideo L, Mercedes, Artigas, Palmar, Baygorria y Young. Se continuaron con los estudios y proyectos necesarios para mejorar la calidad del servicio en instalaciones existentes en todo el territorio nacional, destacándose en particular la ejecución de estudios y proyectos de ampliaciones en las Estaciones: Palmar, Bifurcación y Enrique Martínez, así como la gestión de compras de equipamiento de maniobra media tensión. TELECOMUNICACIONES Instalación de fibra óptica hasta el Centro Maniobras de Distribución (CMD) San José y su conexión a la red de UTE a 1 Gbps. Esto permite que un lugar crítico como el CMD de San José y otros importantes como la Oficina Comercial o la Gerencia se conecten a la red de UTE con mayor confiabilidad y a velocidad de 1 Gbps, similar a una red local de alta velocidad. Proyecto Básico de telecomunicaciones para la Estación Las Brujas y nuevas líneas de 500 kV. Se realizó el anteproyecto correspondiente y se especificaron los equipos que van a comunicar mediante fibra óptica la estación de 500 kV en Las Brujas con Punta del Tigre, y mediante onda portadora con Palmar. Alimentación de Zona América. Se están ejecutando en coordinación con las unidades de Distribución, las obras para el 38 Telesupervisión. Se ingresaron 11 nuevas estaciones de Trasmisión (7 en Montevideo y 4 en el Interior) al sistema de Telesupervisión, que permite visualizar elementos de maniobra y detalles de las playas de estaciones no atendidas desde sitios remotos. Se diseñó la telemedida para medidores por GPRS (utilizando la red celular) y ya se están accediendo por esa vía más de un centenar de medidores de Servicio Técnico Comercial . Conexión del Ministerio de Vivienda Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente por fibra óptica. Se realizó este trabajo para mejorar la disponibilidad del servicio que le brinda CONEX al ministerio (MVOTMA), que ahora está conectado con UTE a alta velocidad por fibra óptica. Telecontrol para Distribución. Se implementaron las comunicaciones necesarias para incorporar 56 nuevos servicios de telecontrol para la red de distribución. Radio troncalizado (Trunking). Se puso en servicio el CMD Maldonado y se instalaron nuevos sitios en San José y en Libertad. Asesoramiento y tareas de energía segura para el Banco de Previsión Social (BPS). Se realizaron tareas de asesoramiento en energía segura para el BPS, que lo requirió para adjudicar una licitación por un sistema de energía ininterrumpible y redundante de 100 KVA. Telemedida. Se implementó la telemedida de viento para la granja eólica en Cerro de los Caracoles. 39 Gestión de Instalaciones DISTRIBUCIÓN considerar antes y durante la ejecución de una tarea para garantizar la seguridad personal. Paralelamente se ha procedido a la adquisición de equipos de medición y control que permiten realizar la revisión de los transformadores con el más alto nivel de confiabilidad y conforme a las mejores prácticas. Gestión de Redes Entre los estudios y desarrollos realizados para satisfacer los requerimientos de energía eléctrica de los clientes, mejorar la calidad del servicio e incrementar la eficiencia del sistema de distribución, se destacan los siguientes: SISTEMA DE GESTIÓN Mantenimiento preventivo en instalaciones de Distribución Enmarcado en el Proyecto de Mejora de la Gestión del Mantenimiento Preventivo de las instalaciones de Distribución se viene desarrollando un plan estratégico cuyo objetivo final es la mejora de la calidad de servicio adelantándose a la posible ocurrencia de fallas. Certificación ISO 9001 en la Distribución Se continuó con la ejecución del “Plan Certificación ISO 9001” cuyo objetivo es ampliar el alcance del sistema de gestión de la calidad de Distribución y Comercial. Los aspectos destacables del Plan en el 2007 fueron: El mantenimiento de la certificación del proceso “Resolución de Incidencias por Corte de Energía” por parte del organismo certificador LATU Sistemas. Este es uno de los procesos más importantes de la gestión de la distribución, involucra a más de 500 funcionarios a nivel de todo el país y concierne directamente al cliente. En la primera etapa los esfuerzos se han centrado en el desarrollo de la metodología y de las herramientas informáticas de apoyo. Se ha logrado concretar durante el año 2007 importantes avances en cuanto a capacitación del personal involucrado. Esto ha permitido la implantación de las inspecciones en líneas de media tensión y la revisión de transformadores de potencia en estaciones de transformación MT/ MT. Los avances logrados en las actividades asociadas a la preparación para la implantación y certificación de los otros procesos definidos: En lo que respecta a líneas de media tensión se han priorizado las instalaciones más importantes. Esto comprende las líneas de subtrasmisión de 30 kV y 60 kV y líneas que atienden áreas de distribución tipo (ADT ) urbanas. Se ha iniciado la recolección en campo de los datos de las instalaciones y la actualización de la base de datos corporativa (EGEO). Luego se procede a la inspección ocular de las instalaciones contando para esto con terminales portátiles tipo pocket. - “Solicitud de Suministros” - “Planificación de la Red” - “Trabajos con Tensión en Media Tensión” - “Control de la Calidad Técnica de los Materiales” - “Ingeniería de Diseño de las Instalaciones” Generación Distribuida En el marco del Decreto 77/006 del Poder Ejecutivo, mediante el cual se promueve la generación de electricidad a partir de fuentes de energía alternativas renovables, no tradicionales, se concretó en el año 2007 la firma de cinco contratos de compraventa de energía eléctrica y sus características principales son las siguientes: En lo que respecta a estaciones de transformación se ha priorizado la tarea de revisión de los transformadores de potencia MT/MT dado que éstos constituyen un elemento vital de la estación. Entre los documentos generados se destacan las Fichas Preventivas en las que se listan todos los riesgos y los controles que se deben 40 PALMAR FLORIDA RODRIGUEZ A. CORRIENTES Sistema Interconectado Uruguayo PALMAR CANELONES PANDO LAS BRUJAS OESTE LAS PIEDRAS SAN CARLOS LIBERTAD B PUNTA DEL TIGRE A EFICE TOMÁS GOMENSORO CTR M N L ARTIGAS S. VAZQUEZ I C H R CB SOLYMAR K LIVRAMENTO F E CONVERSORA DE FRECUENCIA RIVERA ARAPEY Re SALTO GRANDE ARGENTINA SALTO GRANDE URUGUAY pú ZONA DEL GRAN MONTEVIDEO bli ca SALTO CONCORDIA MANUEL DIAZ AREA DE TENDIDOS SUBTERRANEOS 5 km Fed era tiv a STEL República Argentina G J de l Ba ras TACUAREMBO il MELO PAYSANDU RIO NEGRO CONCEPCION RIO BRANCO SAN JAVIER YOUNG COLONIA ELIA PALMAR RINCON DE RAMIREZ TERRA VERGARA BAYGORRIA BOTNIA ARROZAL 33 TREINTA Y TRES FRAY BENTOS ENRIQUE MARTINEZ MERCEDES DURAZNO VALENTINES CEBOLLATI JOSE P. VARELA TRINIDAD SAN LUIS LASCANO CHUY CARDONA NUEVA PALMIRA FLORIDA CASTILLOS NUEVA HELVECIA CONCHILLAS CUCP ROSARIO Río COLONIA de la JUAN LACAZE a A. CORRIENTES CANELONES BRUJAS LIBERTAD Pla t MINAS ROCHA RODRIGUEZ PUNTA DEL TIGRE SUAREZ LAS PIEDRAS BIFURCACION PANDO LA FLORESTA LAS TOSCAS NEPTUNIA SOLYMAR EFICE S. VAZQUEZ PAN DE AZUCAR MONTEVIDEO Océano Atlántico SAN CARLOS MALDONADO PUNTA DEL ESTE REFERENCIAS Actualizado: Diciembre 2007 50 km 41 500 kV FUTURA 150 y 110 kV FUTURA 60 kV FUTURA CENTRAL HIDROELECTRICA FUTURA CENTRAL TERMICA FUTURA Gestión de Instalaciones Empresa Potencia Departamento contratada Amplin S.A. Nuevo Manantial S.A. Bioener S.A. Fenirol S.A. Galofer S.A. 2 MW 4 MW 9 MW 8,8 MW 10 MW Montevideo Maldonado Rivera Tacuarembó Treinta y Tres Fuente primaria de energía últimos 50 años, alcanzando a 9 de los 19 departamentos, siendo los más afectados Durazno, Treinta y Tres y Soriano, en el centro, noreste y litoral-oeste del país. Eólica Eólica Biomasa Biomasa Biomasa Plan de telecontrol de la red Se continuó con los trabajos de expansión del sistema de comando y supervisión a distancia de las instalaciones de distribución. El telecontrol permite reducir sensiblemente los tiempos de maniobra de la red, garantizar la seguridad del operador, obtener información para la toma de decisiones en los Centros de Maniobra de Distribución (CMD) y detectar en forma precoz las necesidades de mantenimiento, beneficios que resultan en una mejora de la calidad del servicio y en una disminución de los costos de operación y mantenimiento. La firma de estos contratos de compraventa de energía eléctrica implicó también la de los correspondientes convenios de conexión mediante los cuales se autoriza a los adjudicatarios a conectar las centrales de generación a la red de UTE. Calidad del servicio Permanentemente se realiza un seguimiento de la calidad del servicio del suministro de electricidad que reciben los clientes. Se evalúa en forma regionalizada la continuidad del suministro mediante índices adoptados por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), entre los que se destaca el Tc – tiempo total de interrupción por cliente - indicador del tiempo que, en promedio, un cliente perteneciente a una zona determinada, queda privado del suministro de electricidad en un período considerado. El avance de las obras del plan durante el año 2007 significó la incorporación del telecontrol en: 25 estaciones de transformación AT/MT en todo el país: 3 en Montevideo, totalizando 47 en servicio al cerrar el año 7 en la Regional Norte, totalizando 37 en servicio al cerrar el año 5 en la Regional Este, totalizando 32 en servicio al cerrar el año 7 en la Regional Oeste, totalizando 32 en servicio al cerrar el año 3 en la Regional Centro, totalizando 27 en servicio al cerrar el año Evolución del Tc Se muestra en los gráficos la evolución del valor anual del índice Tc para Montevideo, Interior y todo el país. 31 puntos de maniobra intermedios de las redes urbanas y rurales de MT en todo el país: 10 en Montevideo, totalizando 122 en servicio al cerrar el año 3 en la Regional Norte, totalizando 26 en servicio al cerrar el año 1 en la Regional Este, totalizando 43 en servicio al cerrar el año 14 en la Regional Oeste, totalizando 42 en servicio al cerrar el año 3 en la Regional Centro, totalizando 26 en servicio al cerrar el año Los valores del Tc para el año 2007 son los siguientes: Montevideo: Interior: Global de UTE: 8,2 horas 16,9 horas 13,4 horas Se observa un debilitamiento de la calidad del servicio respecto al año anterior explicado por las condiciones climáticas adversas que debió soportar el país en el primer semestre del año. Intensas lluvias acompañadas por fuertes vientos produjeron el desborde de ríos y arroyos registrándose las peores inundaciones de los Totalizan 175 (49.3%) las estaciones telecontro- 42 Tc Montevideo 35 Tc (horas) 30 25 20 15 10 5 0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Años Tc Interior 80 70 60 Tc (horas) 50 40 30 20 10 0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Años 43 Gestión de Instalaciones Tc Total Empresa 60 50 Tc (horas) 40 30 20 10 0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Años ladas de las 355 proyectadas y 259 (17.3%) los puntos de maniobra intermedios telecontrolados de los 1500 proyectados. Crecimiento de redes Red de AT/MT Red de BT Estaciones Subestaciones Además de la expansión del sistema fue incorporada nueva tecnología con mejoras en la operatividad y en las comunicaciones. La nueva versión del SCADA que fuera instalada y puesta en servicio en las regionales Norte y Oeste en el año 2006 fue extendida durante el 2007 a la regional Este. Esta nueva versión cuenta con hardware y software actualizado, con importantes mejoras en la gestión y la presentación de la información gráfica y alfanumérica para el operador. Está integrada en tiempo real con el Módulo de Operación y el Sistema de Gestión de Incidencias por lo que la ocurrencia y resolución de incidencias en la red telecontrolada son registradas en tiempo real. Cuenta además con un módulo de comunicación intercentros que permite intercambiar información en tiempo real entre los SCADA de los Centros de Maniobra de Distribución, los Centros de Atención Zonal de Trasmisión y el Despacho Nacional de Cargas. 1264 km 325 km 2 1288 Electrificación rural Durante el ejercicio 2007 se tendieron 1217 km de nuevas líneas de distribución en el medio rural, fundamentalmente de media tensión, en su mayoría bajo la modalidad de “Obras a cargo de terceros”, con el aporte por parte de UTE de ciertos materiales básicos, sin cargo para los interesados (transformadores de potencia, postes y crucetas de madera, conductores para líneas aéreas y columnas de hormigón si el proyecto lo requiere). Ejecutado a cargo de terceros:.....................1060 km Por administración UTE:...................................... 157 km Las obras por administración UTE, con las que se beneficiaron 292 hogares de escasos recursos del medio rural, corresponden al conjunto 44 de suministros otorgados en el marco de los planes sociales. gativo: inicialmente comenzó a restringirse en el consumo (decreció la venta de energía), luego comenzó a tener dificultades en el pago de sus facturas (problemas con la recaudación, morosidad, etc.), vio interrumpido su servicio, por razones de corte por impago. Muchos no rehabilitaron el servicio y optaron por conectarse irregularmente, y otros sin tener el servicio cortado, querían ver reducida su facturación, e hicieron fraude en el medidor. Los gráficos siguientes muestran la evolución de las obras de electrificación rural y su discriminación según hayan sido ejecutadas por terceros o por administración UTE. Pérdidas de Energía A partir de fines del año 2000 se empieza a revertir la tendencia en la evolución de las pérdidas registradas en la distribución y comercialización de la energía eléctrica, decreciente hasta ese momento, que había permitido arribar a guarismos de 13,5%, y comienza a crecer esta cifra, acelerándose notoriamente a partir del año 2002 y siguientes. Esto condujo a un crecimiento de la energía entregada y no facturada, aún cuando hubo un altísimo índice de detección y corrección de situaciones irregulares. Además, se detectó una “sofisticación” de las modalidades de consumir energía en forma irregular basada, en muchos casos, en servicios que se contratan para implementar “arreglos” al medidor; siendo a su vez los mismos no fácilmente detectables si no se está adecuadamente capacitado. Seguramente incidió en este fuerte crecimiento la crisis económica que el país atravesó, que se vio reflejada en que un grupo importante de clientes entró en un ciclo ne- Evolución de obras rurales UTE y terceros 2200 2000 Kilómetros de líneas aéreas 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Años 45 Gestión de Instalaciones Comparativo de obras rurales UTE y terceros 1300 Kilómetros de líneas aéreas 1100 900 700 500 300 100 0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 Año 2001 2002 2003 UTE 2004 2005 2006 2007 Terceros La grave crisis se reflejó además, en que la energía consumida irregularmente en las zonas carenciadas se incrementó en casi 2 puntos en este período, hasta representar aproximadamente un 4% de la energía entrante a la distribución en todo el país, o aproximadamente un 8,3% si se considera su incidencia en la energía que ingresa a Montevideo, que es donde se registra en forma más pronunciada este fenómeno. habiéndose alcanzando a diciembre de 2006 el valor de 17,1% para Distribución y Comercial. A partir del mes de julio de 2004, como consecuencia del accionar tendiente a detectar y corregir situaciones irregulares, sumado a un comienzo de mejora en la situación económica, se empezó a registrar un descenso en el valor de las pérdidas de energía. Incidió también una fuerte campaña de comunicación externa e interna que apuntó a concientizar a la población. Este crecimiento de las pérdidas se debió al frío intenso que se registró a partir del mes de mayo, con un brusco descenso de la temperatura media de la registrada en los últimos 36 años, implicó que la energía generada para el sistema nacional se incrementara en el siguiente porcentaje, respecto al mismo mes del año anterior: A partir del mes de mayo de 2007, luego de este período de descenso sostenido, se registra un cambio en la tendencia de las pérdidas de energía, y éstas comienzan a subir nuevamente, habiéndose alcanzado al mes de agosto, un valor de 18,1%. Mayo 2007/2006............................................................................................8,4% Junio 2007/2006........................................................................................ 16,9% Julio 2007/2006........................................................................................... 23,4% Este descenso se mantuvo en forma sostenida durante tres años, en todas las zonas del país, 46 El incremento en la energía circulante por las redes provocó un aumento en las pérdidas técnicas, acompañado seguramente de un incremento en el consumo irregular de energía, fundamentalmente en el sector residencial. Ello se vio reflejado en un crecimiento de las pérdidas totales de energía (técnicas y no técnicas) de todas las zonas del país, que comenzó, como se indicó, en el mes de mayo y se mantuvo hasta el mes de agosto inclusive. técnicas, en dicho período, que habrían llevado los valores de pérdidas totales a 17,9%. Es decir, del valor de 18,1% alcanzado en el mes de agosto de 2007, a nivel de las redes de distribución, el crecimiento hasta 17,9%, se explica por un crecimiento de las pérdidas técnicas, quedando entonces un margen de 2 décimas (hasta el valor de 18,1%), de crecimiento de pérdidas no técnicas. En particular, si se hace un análisis de la variación de la energía entrante a estas redes de distribución, en el año móvil que cerró en agosto 2007, frente al año móvil que cerró en agosto 2006, se encuentra que la misma se incrementó en un 6,6%. La importante detección y corrección de situaciones irregulares, acompañado de las actividades de mejora de las instalaciones de enlace (acometida y puesto de medida) han permitido atenuar el impacto, pero no pudieron evitar ese crecimiento del nivel de pérdidas de energía, en todas las zonas del país. En un estudio realizado por Distribución, se concluye que, dado que la red no cambió, el crecimiento en la densidad de carga de las mismas provocó un incremento en las pérdidas A partir de allí nuevamente se comienza a registrar una tendencia decreciente, permitiendo cerrar el año con un valor de 17,9% para Distribución y Comercial. 47 Gestión de Instalaciones Se adjunta gráfica que ilustra esta evolución, siempre referida a valores acumulados anuales, es decir el año móvil que cierra a la fecha de referencia. dio Ambiente (DINAMA), la Comunicación del Proyecto de UTE “Interconexión eléctrica Uruguay- Brasil”. El proyecto de interconexión eléctrica en Extra Alta Tensión entre Brasil y Uruguay está destinado a permitir la transferencia bi-direccional de energía eléctrica entre los sistemas eléctricos de ambos países. A nivel empresa los valores porcentuales de pérdidas de energía, a diciembre de 2007, son: Trasmisión......................................................................................................................... 3,0 Distribución y Comercial................................................................17,9 Total empresa........................................................................................................20,0 Esta interconexión internacional se realizará por medio de las siguientes obras principales en territorio uruguayo: Gestión ambiental Una estación conversora de frecuencia 500 kV 50 Hz /525 kV 60 Hz "back to back" de 500 MW, a ser instalada en las cercanías de la ciudad de Melo (Uruguay). Estudios ambientales Proyecto nueva interconexión eléctrica con Brasil Dando cumplimiento a lo establecido en la Ley de Evaluación del Impacto Ambiental Nº16.466 y su Decreto reglamentario 349/05, se presentó ante la Dirección Nacional de Me- Una línea aérea de 500 kV de aproximadamente 300 km de longitud que unirá la estación existente de 500 kV San Carlos (Uruguay) con la nueva Estación Conversora de Melo. DYC 25% 17,9 Diciembre 2007 20,2 20% 13,5 15% 10% 5% 48 jul-07 ene-07 jul-06 ene-06 jul-05 ene-05 jul-04 ene-04 jul-03 ene-03 jul-02 ene-02 jul-01 ene-01 jul-00 ene-00 jul-99 0% ene-99 Valores acumulados anuales Obras de ampliación en la estación existente San Carlos 500 kV que permitan conectar la línea aérea San Carlos-Melo con la estación San Carlos. sibilidad de generar Certificados de Reducción de Emisiones, de cuya venta deriven ingresos para contribuir al financiamiento del propio proyecto. Una línea aérea de 525 kV que unirá la Estación Conversora de Melo con la red brasileña. Aproximadamente 50 km de esta línea discurrirán sobre territorio brasileño. Actualmente y en forma conjunta con la etapa constructiva, se están negociando los acuerdos con el Banco Mundial (como Fideicomisario del Fondo de Carbono Español), para la compraventa de los Certificados de Reducción de Emisiones a ser generados por el proyecto a partir de su entrada en funcionamiento. Gestión de la Autorización Ambiental Previa En función del análisis ambiental del proyecto y de la identificación y evaluación de los impactos ambientales significativos presentados, la DINAMA con fecha 12 de setiembre de 2007, clasificó el proyecto dentro de la categoría “B” del Decreto 349/05 el que “incluye aquellos proyectos de actividades, construcciones u obras, cuya ejecución pueda tener impactos ambientales moderados o que afectarían muy parcialmente el ambiente, cuyos efectos negativos pueden ser eliminados o minimizados mediante la adopción de medidas bien conocidas y fácilmente aplicables”. Análisis ambiental De acuerdo al marco legal nacional vigente, los proyectos de generación de menos de 10 MW, cualquiera sea su fuente primaria, no están comprendidos dentro del listado de obras que requieren gestionar una Autorización Ambiental Previa ante la Dirección Nacional de Medio Ambiente. No obstante, UTE tiene como Política Ambiental el realizar análisis ambientales a todas sus obras, a los efectos de asegurarse de identificar, mitigar y controlar los posibles efectos que las mismas potencialmente podrían ocasionar. En dicho marco se realizó un Análisis Ambiental del Proyecto. Obtenido el Certificado de Clasificación del Proyecto, debe de presentarse el Estudio de Impacto Ambiental correspondiente, para lo cual se está en proceso de adjudicación del llamado a empresas consultoras. Este documento será presentado ante el Mecanismo de Desarrollo Limpio como parte de los requerimientos necesarios para la obtención de los Certificados de Reducción de Emisiones de Carbono, los que establecen la necesidad de demostrar que, además de aportar al desarrollo global, no se generarán efectos locales negativos en el medio ambiente receptor. Proyecto Parque Eólico Sierra de los Caracoles Certificados de reducción de emisiones La utilización del viento para generar energía tiene, desde el punto de vista ambiental, la ventaja de no producir gases de efecto invernadero (GEI); y los proyectos que involucran la sustitución de combustibles fósiles son considerados de interés a nivel internacional, por su aporte a la reducción del efecto invernadero, según lo derivado de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático. Controles Ambientales en instalaciones Plan de auditorías En particular, el Protocolo de Kyoto, establece metas de reducción de emisiones GEI y que los países en desarrollo que presentan proyectos que contribuyan a esa reducción, tengan la po- Auditorías de Sistemas de Gestión La Gerencia de Generación continuó realizando en las centrales térmicas e hidráulicas, 49 Gestión de Instalaciones auditorías internas y externas de sus respectivos Sistemas de Gestión Integrados de calidad y medio ambiente, con el objeto de constatar el cumplimiento de los requisitos de las Normas ISO 9001 y 14001 y mantener las certificaciones de calidad y ambiental de todas sus instalaciones. Monitoreo de ruidos En el período se continuó con el monitoreo de emisiones sonoras en las Centrales de Generación. Se realizaron mediciones en la Central Hidroeléctrica Constitución, en las Centrales Térmicas José Batlle y Ordóñez, de Respaldo La Tablada y Central Térmica Punta del Tigre. Auditorías de Desempeño Ambiental A partir del año 2006 se acordó realizar en forma anual el seguimiento del desempeño ambiental y cada 3 años auditorías de desempeño ambiental. Gestión de residuos Eliminación de residuos tóxicos Transporte y disposición final de residuos peligrosos en el marco del Convenio de Basilea A comienzos de 2007 se realizó la exportación y disposición final de 46.300 Kg de residuos peligrosos, aceites dieléctricos con PCB (bifenilos policlorados) y equipos que los contenían (certificado de disposición final de fecha 09 de mayo de 2007). Dicha operación se realizó exitosamente por la empresa contratada por UTE a esos efectos, en coordinación con la Dirección Nacional de Medio Ambiente (DINAMA) y de acuerdo a las más estrictas normas de seguridad ambiental y a lo que establece el Convenio de Basilea sobre el Control de los Movimientos Transfronterizos y su Eliminación, suscrito por nuestro país. Esta nueva forma de evaluación se centra en el cumplimiento de las medidas correctivas (recomendaciones) incluidas en el Programa de Gestión Ambiental de la Gerencia Hidráulica. Se realizaron los seguimientos del desempeño ambiental correspondientes al año 2007 en las Centrales Hidroeléctricas Constitución, Dr. Gabriel Terra y Baygorria constatándose que la citada metodología es eficaz en el seguimiento y mejora del desempeño de las instalaciones. Monitoreos Monitoreo de calidad de agua de los embalses del Río Negro Se ha estado trabajando en la elaboración de un Convenio entre la Facultad de Ciencias UDELAR y UTE a efectos de realizar estudios de calidad en las aguas de los embalses del Río Negro. Dichos estudios incluyen la realización de trabajos destinados a la obtención de información relevante para la determinación del estado y la consiguiente evaluación de la calidad de las aguas de los tres embalses de UTE en el Río Negro por parte de la Facultad de Ciencias-UDELAR. La ejecución del citado Convenio permitirá, entre otros aspectos, conocer y evaluar el sistema de embalses y proponer acciones tendientes a prevenir potenciales impactos negativos. Cooperación interinstitucional Plan Nacional de Implementación del Convenio de Estocolmo. Desde la implantación de la gestión ambiental en UTE, nuestros técnicos han trabajado firmemente en la identificación y retiro de equipos contaminados con PCB, en la adecuación de prácticas e instalaciones y en la gestión necesaria para eliminar estos productos en sitios autorizados para tal fin. Estas actividades han generado el conocimiento y las habilidades necesarias para el manejo de estos productos acorde a lo establecido en el Convenio de Estocolmo y Convenio de Basilea. 50 Es por ello que técnicos de UTE han participado en conjunto con la Dirección Nacional de Medio Ambiente en la formulación del Plan Nacional de Implementación del Convenio de Estocolmo. Este Plan establece el marco a nivel nacional para la gestión ambientalmente adecuada de equipos y productos conteniendo bifenilos policlorados (PCB) durante todo su ciclo de vida en concordancia con los criterios y compromisos internacionales en la materia. Los técnicos de UTE colaboraron en la elaboración de las componentes específicas para la gestión de PCB en Uruguay y en la formulación del citado Plan. Proyecto Fortalecimiento de las capacidades nacionales para la gestión ambientalmente adecuada de PCB en Uruguay UTE, además, compromete su apoyo al Proyecto arriba mencionado, con la co-financiación de actividades de desarrollo de base de datos, capacidad analítica para el screenig de equipos, el estudio de alternativas de tratamiento de aceites con más de 50 ppm PCB, y la adecuación del sitio de almacenamiento. En contrapartida el Proyecto contribuirá a la identificación analítica de equipos y aceites con PCB, permitiendo mejorar y actualizar el inventario informático (bases de datos) de equipos de la empresa. También se contribuirá a la disposición final de equipos, aceites y residuos provenientes de proyectos demostrativos con UTE y a la capacitación de recursos humanos. 51
