III Jornadas de Energía Eólica 2012

Transcripción

1 III Jornadas de Energía Eólica 2012

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15 Generación 30 kv Generación 150 kv Estación 150 kv Estación 150 kv GIS ARBOLITO DOLORES BR5 MINAS PT5 JOSE IGNACIO

16 % aumento SSEE 150 y 500kV Líneas 150 y 500kV Cables 150kV En SSEE están consideradas y ponderadas las ampliaciones y las instalaciones nuevas.

17 % aumento SSEE 150 y 500kV Líneas 150 y 500kV Cables 150kV Las inversiones son aprox. U$S En SSEE están consideradas y ponderadas las ampliaciones y las instalaciones nuevas.

18 1500 km de líneas, 40 SSEE nuevas en los próximos 5 años Criterios de planificación Plazos estrictos, proyectos concatenados Fuerte participación de UTE, aun en proyectos de iniciativa privada Impacto secuencial en todas las unidades de TRA

19 Ampliación de 12 subestaciones existentes Estaciones nuevas Tacuarembó 2 y Conversora Melo 150 kv Líneas nuevas Tacuarembó 2- Conversora Melo (220 km) 500 kv Artigas Rivera (140 km) 150 kv Salto Gde Uruguay Salto (4Bocas) 2 - (12 km) 150 kv CME150 apertura línea TyT-MELO (3 km) 150 kv

20

21 Período inicial Generación Distribuida en MT Período de redefinición de tamaño de parques generadores Período de crecimiento fuerte Período próximo

22 Generación Distribuida años Generación eólica y biomas años Plan del norte 2010 mediados Llamado eólica 50 MW Eólica 1 Llamado eólica 2 Llamado eólica 2.5

23 Curva de aprendizaje Evolución Convocatorias Normalización

24 Subestaciones de configuración barra principal barra auxiliar Duplicación de transformación Líneas de doble terna Apertura de líneas existentes Dimensiones para subestaciones

25 Escenarios de red 2013 y 2017 Demanda máxima ver e inv, y mín Oferente determina config. Gen, importac y exportac, más reestrictiva según : cargabilidad elementos de red; tensiones o pot. mín, cortocircui Red prevista y proyección de demanda Generación, toda, y en condiciones más restrictivas Contingencias condición n se estudia Rangos de tensión Sobrecargas excepción en líneas aéreas 15% 2013 Relación de cortocircuito excepción 15% en 2013

26 Configuración n Horizontes de red elegidos para el año de entrada de los agentes, y para cuatro años en servicio Escenarios de carga 3 para cada año : máximo ver, máx inv, y mínimo

27 Datos de capacidad de líneas, cables y transformadores Sobrecargas admisibles moderadas y transitorias para líneas Se consideran los agentes ya adjudicados en procesos licitatorios para los dos horizontes estudiados

28 Siete escenarios con diversos objetivos :

29 Nodo Capacidad disponible para Eólica 2.5 (MW) Rocha 50 San Carlos 150 Las Piedras 100 Pando 100 Centro Sur (Trinidad-Rodriguez-Arias) 100 Salto Grande 100 San Javier 100 Oeste Norte (Arapey Tomás Gomensoro - Artigas) 50 CME 100 PTI 50 Tacuarembó 50 Totales (MW) 950

30 Especificaciones técnicas, proyectos y obras Requisitos técnicos y disponibilidad Comités de administración Información requerida para operar Relacionamiento con DPE Condiciones operativas

31 Operar y mantener el PC y la RED DE UTE asociada, de modo de permitir la adecuada ejecución del presente convenio.

32 Los Límites de Continuidad establecidos (en horas) para el indicador de indisponibilidad, según el nivel de tensión del NODO DE CONEXIÓN son: Indicador NODO DE CONEXIÓN en 150 kv o menos NODO DE CONEXIÓN en 500kV Tc i 36 26

33 El indicador se calcula mediante la siguiente fórmula: n Tc i = t ki Donde: k= 1 Tc i : Tiempo total de indisponibilidad de la RED DE UTE en el NODO DE CONEXIÓN para el GENERADOR i (expresado en horas) en el semestre. n: Es el número de indisponibilidades en el NODO DE CONEXIÓN para el GENERADOR i en el semestre. t ki : Es la duración de la indisponibilidad k en el NODO DE CONEXIÓN para el GENERADOR i.

34 1.1 Tiempo real (cada 30 segundos o menos): Datos del NODO DE CONEXIÓN del parque a la red: Potencia Activa y Reactiva. Tensión Estado de la conectividad (*1) Datos por unidad generadora de energía eléctrica: Potencia Activa Estado de Conectividad (*1) Estado de disponibilidad(*1) (*1) La información puede ser enviada por evento (cuando ocurra un cambio) Datos de la estación de meteorológica Temperatura ambiente. a) Velocidad y dirección del viento.

35 Para programación Diariamente antes de la hora 10, se informarán las indisponibilidades de los días subsiguientes hasta el próximo día hábil inclusive Semanalmente se informaran las indisponibilidades para los 3 próximos meses Semestralmente se informará el plan de mantenimientos semestrales

36 3 generadores eólicos (Eólica 1 Palmatir, Fingano, Jistock) 1 cliente (Montes del Plata) en ingeniería/obra (100 km de líneas,4 SSEE) 14 generadores eólicos + 1 cliente (Cielo Azul) en etapas previas de contrato (300 km de línea, 14 SSEE)

37 Eólica 2 Ensol, Aguas Leguas, Generación Eólica Minas En proceso de firma de contrato Eólica (Astidey, Estrellada, Molinos de Rosas, Noukar, Polesine, Renovables del Sur, Tulifox, Vengano, Vientos de Pastorale) En proceso previo a firma de contratos (300 km de línea, 14 SSEE) Eólica Darinel y Ladaner

38 3 generadores eólicos UTE en anteproyecto (30 km de líneas, 3 SSEE) (McMeekan ; Rosendo Mendoza; Arias) 1 generador de biomasa en etapa de firma de Contrato (Biomasa 1)

39 Otros posibles contratos con 8 generadores de biomasa (Biomasa 3) Generación Distribuida (conectada en MT) UPM elaboración de contrato

40 Montes del Plata en adecuación de contrato Aratirí en elaboración de proyectos Cementeras Cielo Azul en elaboración de contrato

41 Reglamento de trasmisión

42 Optimizando la disponibilidad de las instalaciones de Alta y Extra Alta Tensión. Para el transporte de energia eléctrica a través de la red Respetando los criterios de desempeño y nivel de confiabilidad establecidos

43 Prepararnos para los desafíos Proyectos y obras estratégicas Bambú y PMGH

44 Interconexión con Brasil Recuperación, Renovación, y adquisición de Transformadores Ampliación de la zona norte del país Disparo automático de carga (DAC-DAG-DAF) Las Brujas y Punta del Tigre

45

46 Proyecto Interconexión 500 kv Noviembre 2010

47 Obras en Brasil Conversora de Melo y Ampliación San Carlos Líneas en Uruguay Proyecto Interconexión 500 kv Noviembre 2010

48 Obras en Brasil Conversora de Melo y Ampliación San Carlos Eletrobras ISUR Líneas en Uruguay UTE Proyecto Interconexión 500 kv Noviembre 2010

49

50 Extensión: (7 años) Alcance: Regeneración de lts de aceite (690000lts en equipos 500kV) 3 Bancos de Transformadores 500/150kV 4 Bancos de Reactores 500kV 2 Bancos de Reactores 31.5kV 7 Transformadores 150/31.5kV Mantenimiento de 45 Conmutadores Bajo Carga 8 Conmutadores Bajo Carga de Transformadores 500/150kV 37 Conmutadores Bajo Carga en Transformadores 150/31.5kV Pasivado de Azufre corrosivo en transformadores y Reactores lts de Aceite en transformadores y reactores. Puesta a punto en Talleres de 11 Transformadores con más de 25 años de servicio a ser reubicados: 8 Transformadores 150/31.5kV 15MVA Meiden 2 Transformadores 150/31.5kV 40MVA Stromberg 1 Transformador 150/66/31.5kV 25MVA Stromberg Costos del Plan (repuestos, equipos, inst, formación): U$S

51 SE Localidad Trafos y pot. MVA Carga máx.. MVA Trasiego DIS, MVA Carga sin respaldo, MVA Tiempo de resolución Acción propuesta MVE Montevideo 2x63 +1x /28 10 hs Instalar T4 en MVE GIS,previsto 2012 (cuba, vías ), para contingencia MVH Montevideo 2x50+1x hora Renovar banco 2x50, usando 2 trafos de 63 mva de compra previstas ( 1 PES, 1 reserva) MVH Montevideo 1x 63 (22 kv) 26? 26 2 dias 26 mva en 22 kv, previsto segunda compra(2013 MVJ Montevideo 1 x x / 8 10 hs No es posible ampliar PAY Paysandú 2x /5 dias RIV Rivera 2x hora Posible T3, 25 mva. TAC Tacuarembo 2x15 + 1x hora Sustituir 2x 15, por 1x40, no previsto ROS Rosario 2x dias SAL Salto 3 x ART Artigas 2 x dias TYT Treinta y Tres 2 x dias MIN Minas 2 x No hay trafos 60/30 kv. BIF Bifurcación 2x hora Trasiego a FLO, línea 60 kv. PAZ Pan de Azúcar 2x dias

52 ESTACION MONTEVIDEO A 500 (Abril-2009) Transformador ASEA500kV/425MVA Mantenimiento Conmutador Bajo Carga 1-Logística 2-Extracción del Diverter Switch 3-Limpieza del Diverter Switch 4-Reemplazo de piezas

53 Esquema global (RAS) para atender la estabilidad del sistema eléctrico Antecedentes Atender todas las contingencias críticas Disponibilidad y confiabilidad Alta velocidad de actuación Evolutivo incorporar nuevas instalaciones

54 Perturbación Acciones Sistema Eléctrico en funcionamiento normal Eventos / Contingencias Sistema DAC Acción Procesamy TD Detección 27/06/

55

56 SiGMa Ciclo Combinado Energias Alternativas Generación Eólica y biomasa Grandes Clientes (Montes del Plata, Aratiri, cementeras en TyT) Generadores Distribuidos

57 Gestión de Activos PAS55 Confiabilidad, gestión del riesgo, calidad de servicio asegurar sostenibilidad y desempeño óptimo de los activos Diagnóstico estado de madurez Estrategias de Mantenimiento RCM Indicadores de desempeño Ciclo de vida

58 Conexión a la red de 500 kv Subestación GIS 150 kv Transformadores 500/150 kv Interconexión estación AIS y GIS Ampliación en subestación 500 kv

59 Cumplir con lo que se espera de Trasmisión en cuanto a la incorporación de nueva generación Seguir haciendo lo que nos demanda la red existente y su adecuación.

60 Recursos Reestructura

61 Planificación de red Adecuación de red robusta Potencia reactiva y control de tensión Estabilidad de la red Operación de la «nueva» red Recursos adecuados

62 Personal Reglamentación Trasmisión Entorno externo Entorno UTE Entorno interno Trasmisión (expansiónrenovación-mantenimiento-planes) Generadores privados Expansión de la Red Eléctrica

63 Como nos preparamos y adaptamos para este desafío de mayores requerimientos, cambios de contextos y crecimiento?? Como nos preparamos y organizamos para el futuro? Cómo ordenamos y compatibilizamos todas las necesarias acciones a encarar, sin descuidar la operativa diaria? Como lo hacemos sostenible?

64 Gestión de activos Tecnologías y especialización (I+D+i) Normalización, productividad, eficiencia, calidad Estrategias e indicadores para la gestión

65 Las soluciones tradicionales no parecen ser las mas adecuadas y el actual sistema de mantenimiento puede que no asegure la sostenibilidad. No solo con aumento de personal y de recursos (económicos, técnicos, sistemas) se logra una mejora sostenible de la confiabilidad

66 Objetivo Disponer de un sistema de gestión de mantenimiento adecuado para Trasmisión, con el fin de lograr la mejora sostenible en la confiabilidad y disponibilidad de la red de Trasmisión, gestionando los activos físicos en función de indicadores de desempeño. La experiencia y antecedentes en el actual Sistema de Mantenimiento en Trasmisión permiten tener una excelente base a partir de la cual podemos trabajar y mejorar, para encarar los desafíos que se nos presentan.

67 Definimos un esquema básico de trabajo tomando como referencia la PAS 55. Qué es la Norma PAS 55? Define qué debe incluir un Sistema de Gestión / Gerenciamiento de Activos Físicos para asegurar sostenibilidad y desempeño óptimo de los activos

68 Inventario de instalaciones Valoración de las instalaciones Peajes

69 Diciembre 2011 Composición de Activos de la RED de TRASMISIÓN Item % Estaciones de ,47% Estaciones de ,78% Líneas de ,79% Líneas de ,96% TOTAL 100,00%

70

71

72