gestión de instalaciones
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Gestión de instalaciones
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Gestión de Instalaciones
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Gestión Energética
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 miér-coles 25 de julio, 245 MW más que el año ante-rior, equivalente a un incremento de 17,4%. El día de mayor consumo de energía fue el miér-coles 25 de julio con 31.580 MWh 17% superior al día de mayor consumo del año anterior.
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
medidas de ahorro fueron sólo durante enero y febrero ya que luego se contó con mayor dis-ponibilidad de energía hidráulica, superando en este rubro al 76% de las crónicas hidráulicas registradas.
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 an-terior, siendo el menor de los últimos seis años (2001 al 2006).
Potencia media Total Hidráulica - semana 1 a 52Excedencia Tot Hid-2007 = 75.5%, ubicada en el lugar número 75 de la serie de crónicas 1909 - 200710 más secas : 1917, 1945, 1944, 1943, 1933, 2006, 1962, 1909, 1989, 1951
ExtrasecoPotencia
Húmedo2005
Normal2006
Seco2007
Excedencia
MW
med
Año 2007
Año 2005
Año 2006
Potencia
Fuente: PEE
0% 5% 10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
2000
1750
1500
1250
1000
750
500
250
0
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Gestión de Instalaciones
Recursos Energéticos
Evolución de la situación energética
El año 2007 comenzó con características de hi-drología seca, continuando la situación ocurri-da 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 húme-da. 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 man-teniendo la seguridad de abastecimiento de la demanda.
Hubo generación térmica durante los meses de enero, febrero y diciembre para el sistema uru-guayo, mientras que la generación de los meses de mayo a setiembre y principios de diciembre fue 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 despa-cho fue a pleno. Hubo vertimiento cuatro veces durante el año llegando a una cota máxima de 82,76m en el mes de abril.
La cota de Salto Grande a comienzos del año
fue de 34,76m. Los aportes medios anuales fueron del orden de los 5.300 m3/s. Esta central tuvo vertimiento durante cuatro meses llegan-do a un pico de aporte de 12.650 m3/s en el mes de mayo.
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 deman-da 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 de-manda con un despacho fundamentalmente hidráulico.
El contrato con una empresa de Argentina, fue despachado durante los meses de enero y febrero y durante los meses de setiembre no-viembre 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 Ar-gentina.
A partir del mes de julio 2007 comenzaron los ensayos de los generadores de la empresa BOT-NIA. La energía generada a partir de los proce-sos productivos de la planta, entregada al Siste-ma Nacional totalizó 23.189 MWh.
23
Energía entregada al Sistema Nacional 2007 (GWh)
Importación 9 %
Exportación -7 %
Salto Grande 49 %4350
-610
789
Térmica 13 %
Hidráulica 36 %3165
1181
-1000 0 1000 2000 3000 4000 5000
Generación hidráulica por central (acumulado anual)
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
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600
400
200
0
2006 2007
Gabriel Terra
GW
h
Baygorria Constitución
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Gestión de Instalaciones
Energía total anual
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Año
GW
h
1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
Máximo anual de la potencia horaria demandada
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
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400
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0
Año
MW
h
1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
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Evolución de la energía entregada al sistema nacional
900
850
800
750
700
650
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550
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Mes
2006
2007
GW
h
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Evolución de los picos medios máximosPromedio pico máximo día hábil
1.600
1.500
1.400
1.300
1.200
1.100
1.000
Mes
2006
2007
MW
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
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Gestión de Instalaciones
TOTAL ANUAL
Diagramas de carga media
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
Horas
MW
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
JUNIO1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
POTE
NCI
A (M
W)
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
SEPTIEMBRE1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
POTE
NCI
A (M
W)
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
DICIEMBRE1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
POTE
NCI
A (M
W)
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Hábiles Feriados
MARZO1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
POTE
NCI
A (M
W)
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
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Acumulado mensual de lluvia en la Cuenca Terra
200190180170160150140130120110100
908070605040302010
0
Lluvia Media
mm
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Dr. Gabriel Terra - Niveles
84
82
80
78
76
74
72
70
MET
ROS
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2005 2006 2007
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Gestión de Instalaciones
Intercambios internacionales
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 Inter-conexión.
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.
La exportación de energía producida por UTE al sistema argentino fue de 287.757 MWh de origen térmico, 260.511 MWh de origen hidráu-lico (Río Negro) y 28.047 MWh de energía im-portada 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.
Se exportó 78 MWh hacia Brasil por ensayos de la conversora Rivera-Livramento y 33.712 MWh de origen excedentes de vertimiento para Bra-sil.
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.
Los aportes anuales a los embalses fueron su-periores a la media histórica en las centrales hi-dráulicas de Terra, Constitución y Salto Grande.
En la Central Terra el aporte anual fue un 17% superior al promedio de los últimos 20 años.
Los aportes totales mensuales en Terra y Cons-
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.
El volumen útil inicial del embalse de Terra co-menzó con un 49% de llenado, y se mantuvo en ese entorno durante los meses de enero y fe-brero. El mismo se incrementó a partir del mes de marzo quedando durante todo el resto del año por encima al 50%.
Las lluvias acumuladas en el año sobre la cuen-ca global alta de Terra fueron superiores a la media histórica, los valores mensuales supera-ron ligeramente el valor medio histórico corres-pondiente a cada mes (desde 1963 hasta 2005), durante siete meses.
En este año se produjeron tres crecidas im-portantes 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 vo-lumen 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 tan-to en Terra como en Constitución (6,26 km3 en Terra y 11,36 km3 en Constitución). La cota máxima alcanzada en Constitución aguas arri-ba 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.
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.
En la Central Salto Grande el aporte anual fue 10% superior a la media histórica e igual al pro-medio de los últimos 20 años. Los aportes men-suales fueron superiores a la media mensual en
29
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 his-tórico 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 par-que generador de UTE se incrementó en for-ma 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 abasteci-miento de forma de reducir al máximo el riesgo de desabastecimiento de combustible que en algunos casos puede impactar fuertemente so-bre la demanda de energía.
Los estudios a destacar abarcaron la ampliación de la capacidad de almacenamiento, el trans-porte 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 máxima18%
13%
8%
3%
-2%
-7%
-12%
-17%
%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
3.7%4.5%
12.3%
6.6% 7.0%5.3%
0.4%
5.0%
-2.8%
-1.4%
-3.4%
-11.0%
5.7%
0.5%
4.9%2.2%
4.9%
-2.5%-0.1%
1.5%
8.5%
5.9%
-0.2%
1.7%
-2.9%
-5.1%
4.8%
-3.3%
2.5%
17%
-0.3%
7.4%
8.4%
Tasa Crec MWh Tasa Crec MW Tasa Crec PBI
30
Gestión de Instalaciones
Sistema de medición comercial (SMEC)
Durante el año 2007 se alcanzaron las siguien-tes metas:
En la frontera de generación–trasmisión fueron incorporados los medidores de las dos nuevas unidades de la Central Punta del Tigre (dos ge-neradores de 50 MW cada uno), utilizando el software, metodología y automatismos desa-rrollados en ocasión de la incorporación de las cuatro primeras unidades de generación.
En la frontera de trasmisión–distribución se agregaron cuatro medidores en nuevos pun-tos de intercambio de energía. Se cubre la to-talidad de los puntos de intercambio.
Se incorporó la medida de energía entrante y saliente de la empresa Botnia, siendo ésta el primer generador privado a nivel de Trasmi-sión (187MVA instalados). En la gráfica adjunta se muestra la evolución de su consumo y ge-neración horario durante el año 2007.
Estudios para la operación y expansión en el corto plazo del Sistema Interconectado Nacional (SIN)
Se destacan las siguientes actividades realiza-das en la red de trasmisión:
Se determinaron las condiciones de opera-ción necesarias, para la energización de la
Corriente autotrafo de Palmar500
400
300
200
100
0
Tiempo (segundos)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
31
segunda línea Palmar-Montevideo, estando la otra en servicio.
Se estudió el comportamiento dinámico del disparo de cargas actual (DAC) por doble contingencia de líneas de 500 kV: Palmar-Montevideo, 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 des-empeño transitorio de las variables involu-cradas, a los efectos de estimar los tiempos máximos de actuación de la misma. Se de-finieron las acciones a tomar para su imple-mentación.
Adicionalmente, se realizó un estudio de despacho preventivo de unidades de gene-ración con el objetivo de evaluar las accio-nes 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, de-berían ingresarse para lograr una operación segura.
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 Ti-gre.
Se realizaron los estudios eléctricos relacio-nados con el acceso al SIN de la planta de producción de la empresa Botnia, resol-viéndose los correspondientes a la etapa de los ensayos previos y los de la etapa de producción industrial. Se presentaron análi-sis de flujo de carga, corrientes de cortocir-cuito, emisiones de armónicos de tensión y corriente, y transitorios electromagnéticos, teniendo en cuenta los límites de trasmi-sión de energía eléctrica en el circuito de estudio.
Se determinaron las condiciones de opera-ción necesarias, para la realización de trabajos con tensión en la línea BIF-MIN 60 kV.
Se realizó una barrida de potencias de corto-circuito en toda la red, utilizando como varia-bles de estado el parque generador y la confi-guración 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 herramien-ta informática a partir de la cual se verifica la validez para la operación del SIN, de diferen-tes topologías de la red del anillo de Montevi-deo.
Se definieron con flujos de carga, configura-ciones 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 fun-ción de la demanda y el parque generador previstos.
Se planteó un nuevo sistema de protección del sistema, el que actuará frente a la salida del transformador 500/150 kV de Salto Gran-de 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 equi-pamiento de trasmisión.
Demanda máxima de Botnia100
80
60
40
20
0
Demanda en red de UTE sin Botnia (MW)
Dem
anda
máx
ima
de B
otni
a (
MW
)
1170 1220 1270 1320 1370 1420 1470 1520 1570
y = -0.0764x + 120.3
y = -0.0826x + 183.75
Detección de isla
Límites térmicos
Límites de estabilidad
LT: SJA-FBE (Límite TI)Límite Estabilidad PQ cteLT: SJA-FBE (Límite térmico)Límite detección ISLA PQ cteTR BOT 150/33Kv (pMÁX)Límite Estabilidad P 30% cte
32
Gestión de Instalaciones
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, requirién-dose para ello la actualización del modelado de todas las estaciones de trasmisión.
GENERACIÓN
Dentro del plan de reordenamiento de la Alta Gerencia ejecutado por el Directorio de la em-presa, en julio de 2007 se unificaron las Geren-cias de Área Generación Hidráulica y Genera-ción 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.
GENERACIÓN HIDRÁULICA
En el año 2007 la producción hidráulica del Río Negro representó el 36% de la energía entre-gada al Sistema Interconectado Nacional (SIN), superior al año anterior (17%) y a los dos prece-dentes 35% y 24%.
Las tres centrales hidroeléctricas presentaron una disponibilidad del 97,97% en su conjunto.La disponibilidad en la Central Terra fue alta de-bido a que se pospuso su mantenimiento en razón de la hidrología, y a la espera de tener disponible un contrato para tareas en los alter-nadores.
Sistema de Gestión
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:
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 satis-factoriamente.
Sistema de Supervisión y Telemando. Las Cen-trales Hidráulicas de Terra y Constitución ya cuentan con los sistemas SCADA funcionan-do 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
33
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.
La tasa de falla, mide la confiabilidad del sistema. La interpretación del mismo consistiría en la probabili-dad de que el equipamiento o la función presenten falla durante el servicio, en un período estadístico.
Disponibilidad100
99
98
97
96
95
94
93
92
91 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Años
%
TerraBaygorriaConstituciónTOTAL
Tasa de falla12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Años
TerraBaygorriaConstituciónTOTAL
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Gestión de Instalaciones
Comenzó la ejecución del contrato para la ins-talación de una Red Hidrológica Telemétrica, como parte del Sistema de medida y pronós-tico hidrológico. En 2007 se trabajó en la eta-pa de “Proyecto”.
Dentro del programa de Seguridad de Presas se destaca el comienzo de una auditoría de seguridad de presas, contratada con una em-presa especializada en el tema.
GENERACIÓN TÉRMICA
Explotación del parque generador.
Las centrales térmicas presentaron durante el ejercicio una disponibilidad desglosada de la siguiente manera:
Central Batlle 56,47% Central La Tablada 70,93% Central Maldonado 88,75%Central Punta del Tigre 75,99%
La 5ª Unidad de Central Batlle, estuvo despa-chada el equivalente a 161 días durante todo el año 2007, entregó 309.391 MWh y consumió 78.573,90 t de fuel oil.
La 6ª Unidad estuvo despachada el equivalen-tes 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 permi-ta.
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 Reser-va Nacional.
La demanda de generación térmica requirió la realización de un régimen de trabajo especial-mente intenso y a recurrir al apoyo de otras uni-dades 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 pospo-niendo desde hace 2 años.
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 ge-neraron 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.
Proyecto Central Punta del Tigre.
La ampliación de la central comenzó en diciem-bre de 2006 y consiste en la instalación de 2 uni-dades adicionales, lo que implicará que dicha central estará integrada por 6 unidades de 50 MW de potencia unitaria.
Las unidades instaladas implican una amplia-ción del parque generador térmico de 300 MW respecto al parque térmico existente a media-dos del 2005 y tienen un costo variable, funcio-nando 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.
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Se instalaron los compresores de gas natural que permitirán elevar la presión desde el ramal de alimentación hasta la presión requerida por las turbinas.
Sistema de Gestión
Se continuó con la implantación de un Siste-ma de Gestión que cumpla los requisitos de las normas de calidad ISO 9001:2000 e ISO 14001:1996, realizándose a satisfacción la se-gunda 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, docu-mentación de procedimientos, utilización de un procedimiento sobre la base de un sistema informático para el tratamiento de no confor-midades, acciones correctivas, preventivas y de mejora. De esa forma Generación Térmica mantiene los niveles de calidad alcanzados referidos a la ges-tión de la calidad y la gestión ambiental.
Instalaciones de Casa Blanca
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
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 con-donación 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-
generadores Vestas V80 de 2 MW cada uno, y tendrá una producción estimada de 35 GWh anuales.
TRASMISIÓN
Ampliaciones del sistema de trasmisión
7mo. Proyecto UTE – BIRF
Se continuaron con las obras asociadas en la es-tación 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 ejecuta-ron los trabajos finales de pruebas y puesta en servicio de las salidas de cables a las estaciones Montevideo Norte, Montevideo J, y Montevi-deo F. Para ello fue necesario concluir con las obras previstas en los otros extremos de las co-nexiones mencionadas, en las propias estacio-nes Montevideo Norte, Montevideo J (cable 1), y Montevideo F.
En la estación Montevideo G se concluyeron con las pruebas finales y se puso en funciona-miento la estación de trasmisión, en los tres vín-culos con las estaciones Montevideo J , Monte-video F , y Montevideo R. Se realizaron trabajos en los otros extremos de esos vínculos en las propias estaciones mencionadas.
Como parte de las obras se han realizado medi-ciones para verificar los valores máximos de rui-do y campo electromagnético, en coordinación con los vecinos afectados.
Interconexión con Brasil
Se realizaron los estudios de sistemas eléctricos del impacto de la inserción de la Estación Con-versora 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
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Gestión de Instalaciones
escenarios de carga y generación, las impedan-cias armónicas resultantes, se determinaron los reactores de neutro asociados a la línea de 500 kV y los desequilibrios que ésta impone.
Se finalizó el anteproyecto y la redacción de es-pecificaciones técnicas para el proyecto de la Estación Conversora, y la ampliación de la Esta-ción San Carlos 500 kV.
Se avanzó en la definición de trazado, releva-miento planialtimétrico y especificaciones téc-nicas de la línea de 500 kV que unirá la Conver-sora Melo con la estación San Carlos 500 kV y el tramo de línea en territorio uruguayo que unirá la Conversora Melo con Candiota.
Conexión de la nueva Central Punta del Tigre a la red de Trasmisión.
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 monta-jes de los transformadores elevadores de má-quina de potencia 64 MVA, y relación de trans-formación 150/11,5 kV que permiten conectar las máquinas generadoras 5 y 6 a la red de alta tensión.
Conexión a la red de trasmisión de la planta de celulosa de Botnia en la localidad de Fray Bentos.
Se concluyeron las obras asociadas a la co-nexión 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.
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 des-de la estación San Javier) al resto del Sistema Nacional.
Adicionalmente se incrementó la disponibili-dad de potencia instalada en la estación Fray Bentos, contando ahora con dos transformado-res de 15 MVA y relación 150/30 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 ne-cesarias para la conexión de este nuevo consu-midor.
Se elaboró el anteproyecto de la estación Pun-ta Pereira 150 kV desde la cual se alimentará la planta.
Conexión a la red de trasmisión de la poten-cia demandada por la empresa Río Tinto en la localidad de Nueva Palmira.
Se realizaron los estudios primarios de sistemas eléctricos para determinar las ampliaciones ne-cesarias para la conexión de este nuevo consu-midor.
Se evaluaron las distintas opciones de conexión de Río Tinto a la red de Trasmisión.
Mantenimiento, renovación y mejora de ins-talaciones.
En el transcurso del año se llevaron a cabo diver-sas actividades de mantenimiento, renovación, mejora y ampliación del sistema de trasmisión, con el objeto de mejorar la calidad y eficiencia del servicio.
En cuanto a la renovación y mejora de instala-ciones se destacan:
Conclusión de la sustitución de la red de trasmisión en 110 kV.
Se ejecutaron las obras en las estaciones Co-lonia, Conchillas y Nueva Palmira para poder "completar" el anillo en 150 kV en la zona del Oeste Sur de la red de Trasmisión, aprove-chando las líneas reaisladas para 150 kV.
37
Se realizaron los trabajos de desmantelamien-to de la vieja playa de 110 kV en la estación Nueva Palmira, retirándose todos los equipos de potencia: transformadores, equipos de maniobra, etc.
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 per-mite ampliar la potencia instalada disponible, como parte del proyecto de remodelación implementado.
Remodelación de la estación Las Piedras 150 kV.
Se completaron las obras de remodelación de la estación.
Se amplió la disponibilidad de potencia ins-talada, y se renovaron los equipos de 30, 60 y 150 kV.
Remodelación de la estación Nueva Palmi-ra 30 kV.
Se ejecutaron las obras de remodelación de la barra de 30 kV en la estación Nueva Palmira de Trasmisión.
Compensación de Reactiva en el circuito Oeste-Sur de la red de Trasmisión.
Se llevaron a cabo las obras para la instala-ción de dos bancos de condensadores de 7,5 Mvar en 30 kV, en la estación Nueva Pal-mira.
Se están ejecutando las obras para la instala-ción de tres bancos de condensadores de 7,5 Mvar en 30 kV, en la estación Colonia.
La concreción de estas obras permitirá una mejora en la regulación de las tensiones de la zona.
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Gestión de Instalaciones
Estudio del ángulo de balanceo para las lí-neas Palmar–Montevideo de 500 kV.
Se estudió el problema y se analizaron dife-rentes soluciones. El análisis del problema in-cluyó determinación de los ángulos de dise-ño, influencia del gravivano, efecto de retirar el anillo anticorona en los ángulos límites de balanceo, estudios de coordinación de aisla-miento y elaboración de pliegos para realiza-ción de ensayos y compra de software relati-vos al tema.
Planificación del circuito Oeste–Norte. Se definieron las ampliaciones necesarias para
el suministro de la demanda proyectada para la zona.
Se elaboró el anteproyecto y las especificacio-nes técnicas para la instalación de tres bancos de condensadores (3x12.5 MVA) en la estación Paysandú.
Análisis de una nueva estación en Montevi-deo.
Se analizó la inserción de una nueva estación, Montevideo M, en el punto donde actual-mente se deriva la conexión a Solymar.
Renovación e instalación de equipamien-tos de alta tensión.
Se realizaron las obras necesarias para la ins-talación y renovación de equipos de alta ten-sión (transformadores, equipos de maniobra y secciones) en las estaciones Montevideo B, Pan de Azúcar, Rodríguez, Tacuarembó, Minas, Montevideo L, Mercedes, Artigas, Palmar, Ba-ygorria 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 ejecu-ción 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.
Alimentación de Zona América. Se están ejecutando en coordinación con las
unidades de Distribución, las obras para el
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 es-taciones Montevideo I con Montevideo A.
Esta nueva línea funcionará primariamente en 30 kV y servirá como alimentación del em-prendimiento ubicado en Zona América des-de la estación Solymar–DIS.
Se están ejecutando las obras de ampliación y remodelación de las celdas tipo metalclad en la estación Solymar de trasmisión.
Otros Estudios y Proyectos. Se comenzó la elaboración del proyecto de
detalle para renovar la estación Rincón del Bo-nete 150 kV.
Se continuó, en coordinación con las unida-des de estudios y proyectos de Distribución, con los estudios necesarios para definir las ampliaciones y reformas en la red de Trasmi-sión necesarias para conectar diversos pro-yectos de generación distribuida.
Se revisaron los criterios de diseño y especifi-cación de las resistencias de puesta a tierra.
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 Ofici-na Comercial o la Gerencia se conecten a la red de UTE con mayor confiabilidad y a velo-cidad 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.
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Telesupervisión.Se ingresaron 11 nuevas estaciones de Trasmi-sión (7 en Montevideo y 4 en el Interior) al sis-tema de Telesupervisión, que permite visualizar elementos de maniobra y detalles de las playas de estaciones no atendidas desde sitios remo-tos.
Telecontrol para Distribución.Se implementaron las comunicaciones necesa-rias para incorporar 56 nuevos servicios de tele-control para la red de distribución.
Radio troncalizado (Trunking).Se puso en servicio el CMD Maldonado y se ins-talaron nuevos sitios en San José y en Libertad.
Telemedida.Se implementó la telemedida de viento para la granja eólica en Cerro de los Caracoles.
Se diseñó la telemedida para medidores por GPRS (utilizando la red celular) y ya se están ac-cediendo por esa vía más de un centenar de medidores de Servicio Técnico Comercial .
Conexión del Ministerio de Vivienda Orde-namiento Territorial y Medio Ambiente por fibra óptica.Se realizó este trabajo para mejorar la disponibi-lidad del servicio que le brinda CONEX al minis-terio (MVOTMA), que ahora está conectado con UTE a alta velocidad por fibra óptica.
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.
40
Gestión de Instalaciones
DISTRIBUCIÓN
Gestión de Redes
Entre los estudios y desarrollos realizados para satisfacer los requerimientos de energía eléctri-ca de los clientes, mejorar la calidad del servicio e incrementar la eficiencia del sistema de distri-bución, se destacan los siguientes:
Mantenimiento preventivo en instalaciones de DistribuciónEnmarcado en el Proyecto de Mejora de la Ges-tión del Mantenimiento Preventivo de las insta-laciones de Distribución se viene desarrollando un plan estratégico cuyo objetivo final es la me-jora de la calidad de servicio adelantándose a la posible ocurrencia de fallas.
En la primera etapa los esfuerzos se han cen-trado en el desarrollo de la metodología y de las herramientas informáticas de apoyo. Se ha logrado concretar durante el año 2007 impor-tantes avances en cuanto a capacitación del personal involucrado. Esto ha permitido la im-plantación de las inspecciones en líneas de me-dia tensión y la revisión de transformadores de potencia en estaciones de transformación MT/MT. En lo que respecta a líneas de media tensión se han priorizado las instalaciones más impor-tantes. Esto comprende las líneas de subtras-misión 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 proce-de a la inspección ocular de las instalaciones contando para esto con terminales portátiles tipo pocket.
En lo que respecta a estaciones de transforma-ción se ha priorizado la tarea de revisión de los transformadores de potencia MT/MT dado que éstos constituyen un elemento vital de la esta-ción. Entre los documentos generados se des-tacan las Fichas Preventivas en las que se listan todos los riesgos y los controles que se deben
considerar antes y durante la ejecución de una tarea para garantizar la seguridad personal. Pa-ralelamente 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.
SISTEMA DE GESTIÓN
Certificación ISO 9001 en la DistribuciónSe continuó con la ejecución del “Plan Certifi-cación ISO 9001” cuyo objetivo es ampliar el al-cance 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 pro-ceso “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 distribu-ción, involucra a más de 500 funcionarios a ni-vel de todo el país y concierne directamente al cliente.
Los avances logrados en las actividades aso-ciadas a la preparación para la implantación y certificación de los otros procesos definidos:
- “Solicitud de Suministros”- “Planificación de la Red”- “Trabajos con Tensión en Media Tensión”- “Control de la Calidad Técnica de los Mate-
riales”- “Ingeniería de Diseño de las Instalaciones”
Generación DistribuidaEn el marco del Decreto 77/006 del Poder Eje-cutivo, mediante el cual se promueve la gene-ración de electricidad a partir de fuentes de energía alternativas renovables, no tradiciona-les, se concretó en el año 2007 la firma de cinco contratos de compraventa de energía eléctrica y sus características principales son las siguien-tes:
41
Sistema Interconectado Uruguayo
E
REFERENCIAS 500 kV
150 y 110 kV
60 kV
CENTRAL HIDROELECTRICA
CENTRAL TERMICA
FUTURA
FUTURA
PANDO
FUTURA
FUTURA
FUTURA
Río de la Plata
República Federativa del Barasil
Repú
blic
a A
rgen
tina
TOMÁS GOMENSORO
LIVRAMENTO
CONVERSORA DE FRECUENCIA
RIVERA
STELMANUEL DIAZ
TACUAREMBO
RIO NEGRO
MELO
RIO BRANCO
VERGARA
TREINTA Y TRES
JOSE P. VARELA
VALENTINES
RINCON DERAMIREZ
ARROZAL 33
LASCANOCHUY
SAN LUIS
CEBOLLATI
ENRIQUE MARTINEZ
CASTILLOS
ROCHA
MINASCUCP
FLORIDA
DURAZNOMERCEDES
YOUNG
BOTNIA
PAYSANDU
CONCEPCION
SAN JAVIER
TRINIDAD
COLONIA ELIA
FRAYBENTOS
PALMARBAYGORRIA
TERRA
CARDONA
CONCHILLAS
ROSARIO
MONTEVIDEO
EFICE
PUNTA DEL ESTE
50 km
MALDONADO
SAN CARLOS
BIFURCACIONSUAREZ
PANDOLAS PIEDRAS
S. VAZQUEZ
JUAN LACAZE
PUNTA DEL TIGRE
LIBERTAD
RODRIGUEZ
LA FLORESTA
PAN DEAZUCAR
LAS TOSCASNEPTUNIA
SOLYMAR
CANELONES
A. CORRIENTES
BRUJASCOLONIA
NUEVAHELVECIA
NUEVA PALMIRA
ARTIGAS
PALMAR
CCB
B
SAN CARLOS
SOLYMAR
K
M
A
NI
HR
J G
F
AREA DE TENDIDOSSUBTERRANEOS5 km
ZONA DEL GRAN MONTEVIDEO
L
CTR
LAS PIEDRAS
CANELONES
A. CORRIENTES
PALMAR FLORIDA
S. VAZQUEZ
RODRIGUEZ
LAS BRUJASOESTE
LIBERTAD
PUNTA DEL TIGREEFICE
ARAPEY
SALTO GRANDEURUGUAY
CONCORDIA
SALTO GRANDEARGENTINA
SALTO
Actualizado: Diciembre 2007
OcéanoAtlántico
CB
42
Gestión de Instalaciones
Empresa Potencia Departamento Fuente contratada primaria de energía
Amplin S.A. 2 MW Montevideo EólicaNuevo Manantial S.A. 4 MW Maldonado EólicaBioener S.A. 9 MW Rivera BiomasaFenirol S.A. 8,8 MW Tacuarembó BiomasaGalofer S.A. 10 MW Treinta y Tres Biomasa
La firma de estos contratos de compraventa de energía eléctrica implicó también la de los correspondientes convenios de conexión me-diante los cuales se autoriza a los adjudicata-rios a conectar las centrales de generación a la red de UTE.
Calidad del servicioPermanentemente se realiza un seguimiento de la calidad del servicio del suministro de electri-cidad que reciben los clientes. Se evalúa en for-ma 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 interrup-ción 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.
Evolución del TcSe muestra en los gráficos la evolución del valor anual del índice Tc para Montevideo, Interior y todo el país.
Los valores del Tc para el año 2007 son los si-guientes:
Montevideo: 8,2 horasInterior: 16,9 horasGlobal de UTE: 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 vien-tos produjeron el desborde de ríos y arroyos registrándose las peores inundaciones de los
últimos 50 años, alcanzando a 9 de los 19 de-partamentos, siendo los más afectados Duraz-no, Treinta y Tres y Soriano, en el centro, noreste y litoral-oeste del país.
Plan de telecontrol de la redSe 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 Dis-tribución (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.
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 servi-
cio 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
31 puntos de maniobra intermedios de las re-des 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
Totalizan 175 (49.3%) las estaciones telecontro-
43
Tc Interior80
70
60
50
40
30
20
10
0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Años
Tc (h
oras
)
Tc Montevideo35
30
25
20
15
10
5
0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Años
Tc (h
oras
)
44
Gestión de Instalaciones
ladas de las 355 proyectadas y 259 (17.3%) los puntos de maniobra intermedios telecontrola-dos de los 1500 proyectados.
Además de la expansión del sistema fue incor-porada nueva tecnología con mejoras en la ope-ratividad y en las comunicaciones. La nueva ver-sión 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 inte-grada en tiempo real con el Módulo de Opera-ción y el Sistema de Gestión de Incidencias por lo que la ocurrencia y resolución de incidencias en la red telecontrolada son registradas en tiem-po real. Cuenta además con un módulo de co-municación intercentros que permite intercam-biar 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.
Crecimiento de redesRed de AT/MT 1264 kmRed de BT 325 kmEstaciones 2 Subestaciones 1288
Electrificación ruralDurante 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 in-teresados (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 kmPor administración UTE: ..................................... 157 km
Las obras por administración UTE, con las que se beneficiaron 292 hogares de escasos recur-sos del medio rural, corresponden al conjunto
Tc Total Empresa60
50
40
30
20
10
0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Años
Tc (h
oras
)
45
de suministros otorgados en el marco de los planes sociales.
Los gráficos siguientes muestran la evolución de las obras de electrificación rural y su discri-minación según hayan sido ejecutadas por ter-ceros o por administración UTE.
Pérdidas de Energía
A partir de fines del año 2000 se empieza a re-vertir la tendencia en la evolución de las pérdi-das registradas en la distribución y comerciali-zación 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.
Seguramente incidió en este fuerte creci-miento la crisis económica que el país atra-vesó, que se vio reflejada en que un grupo importante de clientes entró en un ciclo ne-
gativo: inicialmente comenzó a restringirse en el consumo (decreció la venta de ener-gía), luego comenzó a tener dificultades en el pago de sus facturas (problemas con la recaudación, morosidad, etc.), vio interrum-pido 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 frau-de en el medidor.
Esto condujo a un crecimiento de la energía entregada y no facturada, aún cuando hubo un altísimo índice de detección y corrección de si-tuaciones 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 fácil-mente detectables si no se está adecuadamen-te capacitado.
Evolución de obras rurales UTE y terceros2200
2000
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
Kiló
met
ros
de lí
neas
aér
eas
46
Gestión de Instalaciones
La grave crisis se reflejó además, en que la ener-gía consumida irregularmente en las zonas ca-renciadas se incrementó en casi 2 puntos en este período, hasta representar aproximada-mente un 4% de la energía entrante a la distri-bución 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 re-gistra en forma más pronunciada este fenóme-no.
A partir del mes de julio de 2004, como conse-cuencia del accionar tendiente a detectar y co-rregir situaciones irregulares, sumado a un co-mienzo 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 comu-nicación externa e interna que apuntó a con-cientizar a la población.
Este descenso se mantuvo en forma sostenida durante tres años, en todas las zonas del país,
habiéndose alcanzando a diciembre de 2006 el valor de 17,1% para Distribución y Comer-cial.
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 ener-gía, y éstas comienzan a subir nuevamente, ha-biéndose alcanzado al mes de agosto, un valor de 18,1%.
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 tempera-tura media de la registrada en los últimos 36 años, implicó que la energía generada para el sistema nacional se incrementara en el siguien-te porcentaje, respecto al mismo mes del año anterior:
Mayo 2007/2006 ............................................................................................8,4%Junio 2007/2006 .......................................................................................16,9%Julio 2007/2006 ..........................................................................................23,4%
Comparativo de obras rurales UTE y terceros1300
1100
900
700
500
300
100
0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Año UTE
Kiló
met
ros
de lí
neas
aér
eas
Terceros
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El incremento en la energía circulante por las redes provocó un aumento en las pérdidas técnicas, acompañado seguramente de un in-cremento 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 téc-nicas) de todas las zonas del país, que comenzó, como se indicó, en el mes de mayo y se mantu-vo hasta el mes de agosto inclusive.
En particular, si se hace un análisis de la varia-ción de la energía entrante a estas redes de dis-tribución, 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%.
En un estudio realizado por Distribución, se concluye que, dado que la red no cambió, el crecimiento en la densidad de carga de las mis-mas provocó un incremento en las pérdidas
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 cre-cimiento de las pérdidas técnicas, quedando en-tonces un margen de 2 décimas (hasta el valor de 18,1%), de crecimiento de pérdidas no técnicas.
La importante detección y corrección de situa-ciones irregulares, acompañado de las activi-dades 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.
A partir de allí nuevamente se comienza a re-gistrar una tendencia decreciente, permitiendo cerrar el año con un valor de 17,9% para Distri-bución y Comercial.
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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.
A nivel empresa los valores porcentuales de pérdidas de energía, a diciembre de 2007, son:
Trasmisión.........................................................................................................................3,0Distribución y Comercial ................................................................17,9Total empresa ........................................................................................................20,0
Gestión ambiental
Estudios ambientales
Proyecto nueva interconexión eléctrica con BrasilDando 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-
dio Ambiente (DINAMA), la Comunicación del Proyecto de UTE “Interconexión eléctrica Uru-guay- Brasil”.
El proyecto de interconexión eléctrica en Extra Alta Tensión entre Brasil y Uruguay está destina-do a permitir la transferencia bi-direccional de energía eléctrica entre los sistemas eléctricos de ambos países.
Esta interconexión internacional se realizará por medio de las siguientes obras principales en te-rritorio uruguayo:
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).
Una línea aérea de 500 kV de aproximada-mente 300 km de longitud que unirá la esta-ción existente de 500 kV San Carlos (Uruguay) con la nueva Estación Conversora de Melo.
DYC25%
20%
15%
10%
5%
0%
13,5
20,2 17,9Diciembre
2007
Valores acumulados anuales
ene-
99
jul-9
9
ene-
00
jul-0
0
ene-
01
jul-0
1
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02
jul-0
2
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03
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3
ene-
04
jul-0
4
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05
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5
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06
jul-0
6
ene-
07
jul-0
7
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Obras de ampliación en la estación existente San Carlos 500 kV que permitan conectar la lí-nea aérea San Carlos-Melo con la estación San Carlos.
Una línea aérea de 525 kV que unirá la Esta-ción Conversora de Melo con la red brasileña. Aproximadamente 50 km de esta línea discu-rrirán sobre territorio brasileño.
Gestión de la Autorización Ambiental PreviaEn función del análisis ambiental del proyecto y de la identificación y evaluación de los im-pactos 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 ne-gativos pueden ser eliminados o minimizados mediante la adopción de medidas bien conoci-das y fácilmente aplicables”.
Obtenido el Certificado de Clasificación del Pro-yecto, debe de presentarse el Estudio de Im-pacto Ambiental correspondiente, para lo cual se está en proceso de adjudicación del llamado a empresas consultoras. Proyecto Parque Eólico Sierra de los CaracolesCertificados de reducción de emisionesLa utilización del viento para generar energía tiene, desde el punto de vista ambiental, la ventaja de no producir gases de efecto inver-nadero (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 inver-nadero, según lo derivado de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático.
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-
sibilidad de generar Certificados de Reducción de Emisiones, de cuya venta deriven ingresos para contribuir al financiamiento del propio proyecto.
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 compra-venta de los Certificados de Reducción de Emi-siones a ser generados por el proyecto a partir de su entrada en funcionamiento.
Análisis ambientalDe 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 Ambien-tal Previa ante la Dirección Nacional de Medio Ambiente.
No obstante, UTE tiene como Política Ambien-tal 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.
Este documento será presentado ante el Me-canismo de Desarrollo Limpio como parte de los requerimientos necesarios para la obten-ción de los Certificados de Reducción de Emi-siones de Carbono, los que establecen la ne-cesidad de demostrar que, además de aportar al desarrollo global, no se generarán efectos locales negativos en el medio ambiente re-ceptor.
Controles Ambientales en instalaciones
Plan de auditorías
Auditorías de Sistemas de GestiónLa Gerencia de Generación continuó reali-zando en las centrales térmicas e hidráulicas,
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Gestión de Instalaciones
auditorías internas y externas de sus respec-tivos Sistemas de Gestión Integrados de ca-lidad 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.
Auditorías de Desempeño AmbientalA partir del año 2006 se acordó realizar en forma anual el seguimiento del desempeño ambiental y cada 3 años auditorías de desem-peño ambiental.
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 Hidráu-lica.
Se realizaron los seguimientos del desempe-ño ambiental correspondientes al año 2007 en las Centrales Hidroeléctricas Constitución, Dr. Gabriel Terra y Baygorria constatándose que la citada metodología es eficaz en el se-guimiento y mejora del desempeño de las instalaciones.
Monitoreos
Monitoreo de calidad de agua de los em-balses del Río NegroSe 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 realiza-ción 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 sis-tema de embalses y proponer acciones ten-dientes a prevenir potenciales impactos ne-gativos.
Monitoreo de ruidosEn el período se continuó con el monitoreo de emisiones sonoras en las Centrales de Gene-ración. 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.
Gestión de residuos
Eliminación de residuos tóxicos
Transporte y disposición final de residuos peligrosos en el marco del Convenio de Ba-sileaA comienzos de 2007 se realizó la exportación y disposición final de 46.300 Kg de residuos peligrosos, aceites dieléctricos con PCB (bife-nilos policlorados) y equipos que los conte-nían (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 am-biental y a lo que establece el Convenio de Basilea sobre el Control de los Movimientos Transfronterizos y su Eliminación, suscrito por nuestro país.
Cooperación interinstitucional
Plan Nacional de Implementación del Con-venio de Estocolmo.Desde la implantación de la gestión ambien-tal en UTE, nuestros técnicos han trabajado firmemente en la identificación y retiro de equipos contaminados con PCB, en la ade-cuación de prácticas e instalaciones y en la gestión necesaria para eliminar estos produc-tos en sitios autorizados para tal fin.Estas actividades han generado el conoci-miento y las habilidades necesarias para el manejo de estos productos acorde a lo esta-blecido en el Convenio de Estocolmo y Con-venio de Basilea.
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Es por ello que técnicos de UTE han participa-do 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 po-liclorados (PCB) durante todo su ciclo de vida en concordancia con los criterios y compromi-sos internacionales en la materia.Los técnicos de UTE colaboraron en la elabo-ración de las componentes específicas para la gestión de PCB en Uruguay y en la formula-ción del citado Plan.
Proyecto Fortalecimiento de las capacidades nacionales para la gestión ambientalmente adecuada de PCB en UruguayUTE, además, compromete su apoyo al Proyec-to 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 adecua-ción del sitio de almacenamiento. En contrapartida el Proyecto contribuirá a la identificación analítica de equipos y aceites con PCB, permitiendo mejorar y actualizar el inven-tario 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 capaci-tación de recursos humanos.