Gestión de Instalaciones

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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.
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