ESTUDIO COMPARADO DE LOS EFECTOS

1

• ESTUDIO COMPARADO DE LOS EFECTOS
• DE LA EMERGENCIA EN EL MEM
• EN LAS CRISIS DEL AÑO 1989 / 2001
• 05-09-05
• Sin las sombras ignoraríamos el poder de la luz
• José Ingenieros

2
INTERRUPCIONES AL SUMINISTRO EN SISTEMAS
ELECTRICOS DE POTENCIA
3
CORTES PROGRAMADOS
4
CAUSAS DE CORTES PROGRAMADOS
LOS CORTES PROGRAMADOS PUEDEN SER NECESARIOS
CUANDO LA GENERACION NO ALCANZA A CUBRIR LA
DEMANDA POR DISTINTOS MOTIVOS
1) LINEA PRINCIPAL INDISPONIBLE (POR FALLA DE
LARGA DURACION TORRE CAÍDA, DESPRENDIMIENTO
CONDUCTOR, ETC)
2) ESCASEZ DE GENERACION (POR REDUCIDA RESERVA,
POR INDISPONIBILIDAD FORZADA, POR FALTA DE
COMBUSTIBLE, POR SEQUÍA EXTREMA, ETC.)
5
CORTES PROGRAMADOS

• DEFICIT DE POTENCIA
• TODA LA GENERACIÓN PUESTA A RODAR NO ALCANZA A
  CUBRIR LA DEMANDA DE LAS HORAS PICO
• INDISPONIBILIDAD DE TRANSPORTE
• INDISPONIBILIDAD DE PARQUE DE GENERACION
• AUMENTO EXCEPCIONAL DE LA DEMANDA (por ejemplo,
  por contratos de exportación)
• DEFICIT DE ENERGIA
• AUN UTILIZANDO TODO EL AGUA Y EL COMBUSTIBLE
  DISPONIBLES NO SE ALCANZA A CUBRIR LA ENERGIA
  DIARIA DEMANDADA
• ESCASEZ DE COMBUSTIBLES
• SEQUIA EN CENTRALES HIDRO E INSUFICIENTE PARQUE
  TERMICO DE REEMPLAZO
• AUMENTO EXCEPCIONAL DE LA DEMANDA (por ejemplo,
  por contratos de exportación)

6
CURVA DE CARGA DIARIA TIPICA DEL SADI - CONDICION
DE HIDRAULICIDAD MEDIA -
HIDRO MEDIO
TERMICO MEDIO
NUCLEAR
7
CURVA DE CARGA DIARIA TIPICA DEL SADI - CONDICION
DE ALTA HIDRAULICIDAD -
HIDRO ALTO (AÑO HUMEDO)
TERMICO BAJO
NUCLEAR
8
CURVA DE CARGA DIARIA TIPICA DEL SADI - CONDICION
DE BAJA HIDRAULICIDAD -
HIDRO BAJO (AÑO SECO)
TERMICO ALTO
NUCLEAR
9
CORTES PROGRAMADOS POR FALTA DE POTENCIA EN LA
HORA PICO

• TODA LA GENERACION PUESTA A RODAR NO ALCANZA A
  CUBRIR LA DEMANDA DE LAS HORAS PICO
• ESTA SITUACION SE PUEDE DAR POR
• INDISPONIBILIDAD DE TRANSPORTE
• INDISPONIBILIDAD DE PARQUE DE GENERACION
• AUMENTO EXCEPCIONAL DE LA DEMANDA

DEMANDA HORARIA DEL SISTEMA ELECTRICO
DEMANDA EN LA HORA PICO QUE NO PODRA SER
ABASTECIDA
MAXIMA POTENCIA DE GENERACION DISPONIBLE
10
CORTES PROGRAMADOS POR FALTA DE ENERGIA

• AUN UTILIZANDO TODO EL AGUA Y EL COMBUSTIBLE
  DISPONIBLES NO SE ALCANZA A CUBRIR LA ENERGIA
  DIARIA DEMANDADA
• ESTA SITUACION SE PUEDE DAR POR
• FALTA DE COMBUSTIBLES Y/O
• SEQUÍA EN CENTRALES HIDRO E INSUFICIENTE PARQUE
  TERMICO DE REEMPLAZO
• AUMENTO EXCEPCIONAL DE LA DEMANDA

DEMANDA HORARIA DEL SISTEMA ELECTRICO
PARTE DE LA ENERGIA DISPONIBLE SE LA UILIZA PARA
LEVANTAR POTENCIA EN EL PICO Y REDUCIR LA
PROFUNDIDAD DE CORTES
MAXIMA GENERACION DISPONIBLE DISTRIBUIDA DURANTE
LAS 24 HS
11
CORTES PROGRAMADOS POR FALTA DE ENERGIA
CARGA HORARIA QUE HUBIERA DEMANDADO EL SISTEMA DE
NO HABER RESTRICCIONES
AREA ROJA ENERGIA INSATISFECHA DE SER ALIMENTADA
HIDRO
TERMICO
NUCLEAR
12
ASIGNACION DE CORTES PROGRAMADOS
DEMANDA QUE TIENE CONTRATO CON GENERADOR Y SIN
RESTRICCIONES DE TRANSPORTE PARA LLEGAR A
ALIMENTARLA (NO CORTA)
DEMANDA QUE TIENE CONTRATO CON GENERADOR PERO CON
RESTRICCIONES DE TRANSPORTE PARA LLEGAR A
ALIMENTARLA
LINEA F/S
DEMANDA CON CONTRATO DESVINCULADA (CORTA)
AREA CON DEFICIT SIN CONTRATO (CORTA)
AREA SIN DEFICIT (NO CORTA)
DEMANDA Y GENERADORES QUE NO TIENEN CONTRATO

• LOS CORTES PROGRAMADOS SE ASIGNAN
  PROPORCIONALMENTE A LA DEMANDA QUE ESTÁ EN EL
  MERCADO SPOT.
• SI ESTAN EN UN AREA QUE NO TIENE DEFICIT ? NO
  CORTA
• SI ESTAN EN EL AREA CON DEFICIT ? CORTA
• LA DEMANDA QUE TIENE CONTRATO Y EL GENERADOR ESTA
  EN SERVICIO
• ESTÁ VINCULADA POR LA RED ? NO CORTA LA POTENCIA
  CONTRATADA
• ESTA DESVINCULADA POR INDISPONIBILIDAD DE LA RED
  ? CORTA

13
CORTES NO PROGRAMADOS
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CORTES INTEMPESTIVOS A LA DEMANDA

• SEGUN TAMAÑO DEL SISTEMA ELECTRICO Y ROBUSTEZ DEL
  SISTEMA DE TRANSPORTE PUEDEN PRODUCIRSE
  CONTINGENCIAS QUE LLEVEN A CORTES NO PROGRAMADOS
  QUE DEPENDEN DE
• TAMAÑO DEL SISTEMA CUANTO MAYOR DEMANDA MENOR
  PROPORCION REPRESENTARÁ LA POTENCIA DE
  C/GENERADOR ? MENOR IMPACTO PRODUCIRÁ SU
  DESENGANCHE
• ROBUSTEZ DEL SISTEMA DE TRANSPORTE CUANTO MAYOR
  GRADO DE ANILLADO, MENOR IMPACTO PRODUCIRÁ EL
  DESENGANCHE DE LÍNEAS
• ANTE LA PERDIDA DE UNA GENERACIÓN O EL APORTE QUE
  VIENE POR UNA LINEA
• LA FRECUENCIA DISMINUYE POR DESBALANCE
  GENERACION-DEMANDA
• DEBE RESTITUIRSE RÁPIDAMENTE A SU VALOR NORMAL
  PARA EVITAR SALIDAS EN CASCADA DE GENERADORES LOS
  CUALES NO PUEDEN FUNCIONAR A BAJAS FRECUENCIAS
• SI EL DESBALANCE ES GRANDE DEBE RECURRIRSE A
  CORTES AUTOMÁTICOS POR SUBFRECUENCIA

15
IMPACTO POR DESENGANCHE DE GENERACION

• SISTEMA ELECTRICO PEQUEÑO
• DESENGANCHE DE 1 GENERADOR PRODUCE GRAN IMPACTO
  (DISMINUCION RÁPIDA DE FRECUENCIA)
• GENERADORES RESTANTES NO ALCANZAN A AUMENTAR
  AUTOMATICAMENTE SU GENERACION (ALTO COSTO DE
  RESERVA PERMANENTE Y AUN ASI NO LLEGARIAN EN
  TIEMPO Y FORMA)

DEMANDAPEQUEÑA

• SISTEMA ELECTRICO GRANDE
• DESENGANCHE DE 1 GENERADOR PRODUCE POCO IMPACTO
  (LEVE Y LENTA DISMINUCION DE FRECUENCIA)
• GENERADORES RESTANTES ALCANZAN A AUMENTAR
  AUTOMATICAMENTE SU GENERACION (REQUIERE POCA
  RESERVA EN C/U)

DEMANDA ALTA
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IMPACTO POR DESENGANCHE DE LINEAS DE TRANSMISION
AREA RADIAL

• FALLAS EN LINEAS DE SISTEMAS ELECTRICOS POCO
  ANILLADOS
• LINEA QUE TRAE POTENCIA DESDE GENERADORES
  ALEJADOS REQUIERE D.A.G. PARA EVITAR
  INESTABILIDAD O SOBRECARGAS
• LINEAS QUE ALIMENTAN SISTEMA RADIALES LO DEJA EN
  ISLA
• TODAS PRODUCEN CORTES POR SUBFRECUENCIA

SEÑAL DE D.A.G.
RESTO DEL SISTEMA ELECTRICO
AREA RADIAL

• FALLAS EN LINEAS DE SISTEMAS ELECTRICOS ANILLADOS
• LAS LINEAS TIENEN CAMINOS ALTERNATIVOS QUE
  SOPORTAN EL AUMENTO DE POTENCIA DE LA LINEA EN
  FALLA (NO REQUIEREN DAG)
• NO SE FORMAN ISLAS
• NINGUNA PRODUCE CORTES

RESTO DEL SISTEMA ELECTRICO
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COMPARACION DE ESTRUCTURA DE SISTEMAS ELECTRICOS
DE POTENCIA
18
DISTINTOS TIPOS DE Desconexión Automática de
Generación (DAG)

• LAS FALLAS EN LAS PRINCIPALES LINEAS DEL SADI
  REQUIERAN DAG PARA EVITAR INESTABILIDAD EN LA RED
  DE TRANSMISION REMANENTE
• LOS PROCEDIMIENTOS PERMITEN DAG HASTA 1200 MW POR
  FALLA SIMPLE

LA RED DE TRANSPORTE NO POSEE DEMASIADOS CAMINOS
ALTERNATIVOS Y ADEMAS ESTA SUJETA A FALLA DE 2
LINEAS SIMULTANEAS ? GRANDES MONTOS DE DAG
LA POTENCIA DE DAG PUEDE ALCANZAR (ANTE FALLA
DOBLE) HASTA UN 25 DE LA GENERACION TOTAL
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RECUPERACION DE LA FRECUENCIA ANTE UNA
GRAN DEFICIT POR ACTUACION DE LOS CORTES DE CARGA
INSTANTES DONDE SE PRODUCEN CORTES AUTOMATICOS
POR SUBFRECUENCIA (EN ESTE CASO EN 5 ESCALONES)
20
ESQUEMA GENERAL DE ALIVIO DE CARGA POR
SUBFRECUENCIA
TOTAL 42
1 2 3 4 5 6
7 49,0 48,9 48,8 48,7
48,6 48,5 48,4
Restable- cimiento lt49,2 Hz por 15 s
df/dt lt 0,9 Hz/s
df/dt lt 0,6 Hz/s
21
PROPORCION DE DEMANDA CORTADA EN LOS ULTIMOS 7
AÑOS POR FALLAS EN LA RED DE A.T. Y EN GENERACION
CORTES POR FALLAS EN GENERACION
CORTES POR FALLAS EN TRANSPORTE EN A.T.
22
CORTES PROLONGADOS PRODUCIDOS EN ZONAS DE
DISTRIBUCIÓN
23
CORTES PROLONGADOS PRODUCIDOS EN ZONAS DE
DISTRIBUCIÓN

• FALLAS
• EN SISTEMA DE TRANSPORTE
• EN GENERAL TIEMPOS CORTOS DE REPOSICION (lt 1h)
  EXCEPTO FALLAS SEVERAS ANTES DE LA HORA PICO
• EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
• SE PUEDEN REPONER MANIOBRANDO RED DE ALTA (132KV)
  O MEDIA TENSIÓN (13,2 KV) SI HAY DOBLE
  ALIMENTACIÓN Y SUFICIENTE CAPACIDAD
• EVENTOS CATASTRÓFICOS QUE INTERRUMPEN LA DOBLE
  ALIMENTACION (INCENDIO DE CABLES DE 132 KV EN LA
  E.T. AZOPARDO DEL 15/2/99, QUE OCURRIÓ CUANDO SE
  ESTABA PONIENDO EN SERVICIO LA MENCIONADA
  ESTACIÓN. AFECTÓ ZONA MACROCENTRO DE LA CIUDAD DE
  BUENOS AIRES)

24
FALLA EN LA PUESTA EN SERVICIO DE LA ESTACION
AZOPARDO (CIUDAD DE BUENOS AIRES)
25
FALLA EN LA E.T. AZOPARDO FEBRERO 1999
DEMANDA AFECTADA EN FORMA PERMANENTE
FALLA EN TÚNEL DE CABLE. SE PRODUCE INCENDIO QUE
DEJÓ FUERA DE SERVICIO AMBOS CABLES DE 132 KV
NUEVA ESTACION QUE SE ESTABA PONIENDO EN SERVICIO
26
AREA GEOGRAFICA AFECTADA
AREA GEOGRÁFICAAFECTADA
27
FALLA EN LA E.T. AZOPARDO FEBRERO 1999

• LA FALLA SE PRODUJO EL 15/02/99 A LAS 314 HS
  DURANTE LA TOMA DE CARGA DE LA ESTACIÓN QUE
  ENTRABA EN SERVICIO.
• QUEDARON SIN SERVICIO LAS ESTACIONES VINCULADAS A
  AZOPARDO (AZOPARDO II, INDEPENDENCIA, POZOS Y
  ONCE).
• EL CORTE FUE DE 150 MW Y AFECTÓ A 150.000
  USUARIOS EN LOS DÍAS DE MÁXIMO CALOR DE VERANO.
• LOS PRIMEROS INTENTOS DE REPOSICIÓN DESDE ALTA
  TENSIÓN FRACASARON.
• PRIMERAMENTE SE REPUSO LA RED DESDE MT (13,2 KV).
  SE RECUPERARON 90.000 USUARIOS. EN HORAS DE
  VALLE SE RECUPERABAN OTROS 20.000.
• SE INCORPORARON EQUIPOS PORTÁTILES DE GENERACIÓN
  DE MUY BAJA CAPACIDAD.
• LA REPOSICIÓN TOTAL DEL SERVICIO DURÓ CERCA DE 10
  DÍAS, CUANDO SE COMPLETÓ LA REPARACIÓN EN LA RED
  DE 132 KV.

28
EJEMPLO DE FALLAS EN OTROS SISTEMAS ELECTRICOS
29
BLACK OUT DE ITALIA28 DE SETIEMBRE DE 2003
30
ESTADO PREVIO A LA FALLA
Líneas de 400 kV
Demanda a las 330 hs 27.702 MW Carga pura
24.064 MW Bombas 3.638 MW LA
IMPORTACIÓN DESDE EL NORTE REPRESENTABA UN 25
DE LA DEMANDA TOTAL
Potencia Importada .- Suiza 3.610 MW .-
Francia 2.212 MW ,. Austria 191 MW ,-
Eslovenia 638 MW TOTAL IMP 6.651 MW
31
SECUENCIA DE EVENTOS EN LA FALLA
32534
301
32530
32534
32534

• 2 LINEA QUE ABRE (400 KV) POR CONTACTO CON
  ARBOL, 24 MIN. MAS TARDE

• 1 LINEA QUE ABRE (400 KV) POR CONTACTO CON ARBOL

• RESTANTES LINEAS QUE ABREN (400 KV) POR
  SOBRECARGAS Y PERDIDA DE ESTABILIDAD,, 4 SEG DE
  ABIERTA LA SEGUNDA LINEA

• RESTANTES LINEAS QUE ABREN (400 KV) POR
  SOBRECARGAS Y PERDIDA DE ESTABILIDAD

• RESTANTES LINEAS QUE ABREN (400 KV) POR
  SOBRECARGAS Y PERDIDA DE ESTABILIDAD

328 BLACK-OUT COMPLETO
32
PROCESO TOTAL

• LINEAS DE SUIZA HACIA ITALIA
• 301 El contacto de un árbol con una línea de
  400 kV en Suiza provoca su F/S.
• 302 Personal de ETRAN (SUIZA) intenta reingresar
  la línea perdida pero tiene falla permanente.
• 311 El ETRAN solicita al GRTN (Italia) que
  incremente generación para reducir la sobrecarga
  de las restantes líneas de interconexión.
• 321 El GRTN aplica el procedimiento previsto
  ante contingencias de poca entidad porque así
  entendió el aviso desde Suiza. Se reduce la
  importación de 6400 MW a 6100 MW (300 MW de
  bombeo que se saca de servicio)
• 32530 Dispara, por alargamiento de flecha y
  contacto con árbol, la segunda línea de
  interconexión de Suiza.

24min.

• LINEAS DE FRANCIA Y AUSTRIA HACIA ITALIA
• 32534 4 segundos después de la interrupción
  de la interconexión con Suiza, disparan las
  líneas de interconexión con Francia y Austria.

4 seg
33
RECUPERACION

• 430 (1.00) Las centrales hidroeléctricas de la
  zona alpina están listas para generar.
• 430 a 900 Se entran en servicio las centrales
  hidroeléctricas y paulatinamente se toma carga y
  se reestablecen parcialmente las interconexiones
  con Francia, Suiza y Austria.
• 900 (530) En servicio todas las centrales del
  norte de Italia. Regiones del norte (Lombardía,
  Veneto, Piamonte y Emilia Romagna) con
  suministro.
• 1200 (730) En servicio todas las centrales de
  la zona septentrional y Sicilia. Regiones de
  Toscana, Marche, Lazio, Umbria y Abruzzi con
  suministro restringido. Sicilia funciona en isla
  local con restricciones.
• 1300 (830) Se reestablecen totalmente las
  interconexiones con Suiza.
• 2400 (2030) Todas las centrales en servicio.
  Regjones del Sur (Campania, Puglia y Calabria)
  con suministro.

34
ASPECTOS SOBRESALIENTES

• El Sistema Italiano tenía generación disponible
  para subir
• Se trataba de un valle de fin de semana de 27.000
  MW de demanda, con un pico previsto de 44.000 MW.
• La demanda de pico máxima de invierno es de
  56.000 MW
• Estaban funcionando centrales de bombeo en modo
  bomba por 3600 MW
• Se conocía adecuadamente el nivel de riesgo de
  black-out? Fue correctamente evaluado y
  comunicado por el ETRAN?
• Aparentemente la reducción de 300 MW en bombeo
  fue insuficiente o si fue suficiente no hubo un
  correcto mantenimiento de la franja de
  servidumbre de la línea.
• La red italiana tiene alivio de carga por
  subfrecuencia. Si bien el mismo funcionó y se
  cortaron unos 10.000 MW, no fue efectivo porque
  también dispararon varios generadores (6000 MW)
  los cuales, sumados a la pérdida de la
  importación (6.000 MW) mantiene un déficit de
  2000 MW y la frecuencia siguió cayendo.

35
NORESTE DE ESTADOS UNIDOS Y SUR DE CANADA14 DE
AGOSTO DE 2003
36

• Fecha y hora Jueves 14 de agosto 2003 a las
  1611 hora local. (1711 Argentina)
• Resumen
• A las 1611 hs. se produce un colapso regional en
  la zona NE. de los EE.UU. y el sur de Canadá.
• La temperatura media del área llegaba a los 32
  C.
• Los eventos que produjeron el colapso del área
  comenzaron a desencadenarse por lo menos una hora
  antes del blackout.
• Las áreas afectadas por los cortes fueron
• Zona de Grandes Lagos.
• Michigan
• Ohio
• Nueva York.
• Ontario
• Québec
• Nueva Jersey.
• Massachussets.
• Connecticut.

37
ISOs AFECTADOS

• INDEPENDENT SYSTEM OPERATOR
• NEW YORK ISO
• MIDWEST ISO
• PJM ISO
• ONTARIO IMO (Canada)

AEP - American Electric Power FE - FirstEnergy ITC
- International Transmission Company METC Michi
gan Electric Transmission Company
38
AREA QUE QUEDÓ SIN SUMINISTRO ELECTRICO

• Zona de Grandes Lagos.
• Este de Michigan
• Norte de Ohio
• Nueva York.
• Ontario
• Québec
• Nueva Jersey (parcial)
• Massachussets (parcial)
• Connecticut (parcial)
• Salieron de servicio cerca de 100 centrales, 22
  de ellas nucleares

39
PROCESO TOTAL

• EN EL NORTE DE OHIO (cercano a Cleveland)
• Una central indisponible (880 MW)
• Una línea de 345 kV y un generador al sur de
  Ohio disparan
• Sale de servicio otra central vecina (550 MW)
• Sale una línea de 345 kV
• Una segunda línea aumenta su flecha y toca un
  árbol.
• Salen otras líneas de 345 kV por sobrecarga
• La red se debilita y los flujos toman caminos
  mas largos y colapsa por tensión el norte de Ohio
  y parte de Michigan
• EN LOS ESTADOS VECINOS (Michigan, New York,
  Pensylvania y Ontario)
• El debilitamiento de la red produce grandes
  oscilaciones de potencia, colapsos de tensión y
  salidas en cascada de líneas y generadores

2 horas
1 a 2 min
40
PROCESO TOTAL

• EN MIDWEST ISO
• Operadores del MIDWEST ISO ocupados en solucionar
  problemas en el sur de Ohio
• MIDWEST ISO tiene acciones limitadas sobre las
  empresas que supervisa
• Problemas en el SOTR de la empresa FIRST ENERGY
  impedían ver que ocurría en esa parte de la red
• FIRST ENERGY consultaba a Mid West ISO que estaba
  ocurriendo en su propia red
• Nadie ve la totalidad de la red
• Aparentemente los operadores estaban desfasados
  en el tiempo y ocupados en sucesos que habían
  ocurrrido media hora antes
• EN LOS OTROS ISO (New York, PJM. Ontario)
• No sabían que estaba ocurriendo.
• Sin tiempo suficiente para realizar acciones.

2 horas
1 a 2 min
41
CORTES DE DEMANDA
Fue el mayor corte de suministro de la historia
en EE UU La demanda cortada debido al desenganche
descontrolado de líneas y generadores fue la
siguiente
En el estado de New York el corte fue casi total
42
Reposición del servicio

• La reposición tuvo la dificultad de la cantidad
  de plantas nucleares que salieron de servicio
  (alrededor de 20), cuyos reactores se envenenaron
  y tardan más de un día en volver a entrar en
  servicio.
• Estado a las 1200 a.m. (hora local) del viernes
  15 de agosto

43
Reposición del servicio

• Sábado 16 de agosto a las 8 hs.
• -Sistema troncal de transmisión restaurado
• -E/S parte de la generación que había salido
• -Cortes rotativos.
• Domingo 17 de agosto a las 17 hs.
• -Todo el sistema de transporte se hallaba
  recompuesto.
• -La mayoría de los generadores que salieron de
  servicio habían vuelto a rotar. 21 unidades
  restaban entrar.
• -Se recomendó a la población moderar el consumo.

44
E.E.U.U. Y LOS APAGONES

• El primer apagón total que se produjo en ciudades
  importantes de EEUU fue el ocurrido el 9 de
  noviembre en 1965 en N. York. Quedaron afectados
  13.000.000 de personas y la demanda afectada fue
  de 13000 MW.
• Como reacción a este evento se creó la NERC
  (North America Reliability Council).
• Es una organización de asociación voluntaria. El
  objetivo de su creación en el año 1968 fue lograr
  que el Sistema Eléctrico Norteamericano sea
  confiable, adecuado y seguro.

45
Conclusiones del NERC

• MUCHOS CENTROS DE OPERACIÓN VIOLARON POLITICAS Y
  NORMAS DE OPERACIÓN LAS CUALES CONTRIBUYERON
  DIRECTAMENTE AL INICIO DEL COLAPSO
• LOS PROCESOS DE MONITOREO (SOTR) Y DE JERARQUIAS
  OPERATIVAS DEMOSTRARON SER INADECUADOS
• CENTROS COORDINADORES Y CONTROLES DE AREAS
  TUVIERON DIFERENTES INTERPRETACIONES DE SUS
  FUNCIONES, RESPONSABILIDADES Y CAPACIDAD
• DEFICIENCIAS IDENTIFICADAS EN ANTERIORES BLACK
  OUT SE REPITIERON INCLUYENDO
• CONTROL DE LA VEGETACION
• ENTRENAMIENTO DE OPERADORES
• HERRAMIENTAS PARA PERMITIR A LOS OPERADORES
  VIZUALIZAR MEJOR LAS CONDICIONES DEL SISTEMA
• LOS ESTUDIOS DE PLANEAMIENTO DE LA OPERACIÓN NO
  TENIAN MODELOS PRECISOS Y MUCHOS DATOS NO FUERON
  COMPARTIDOS ENTRE LOS CENTROS COORDINADORES
  REGIONALES
• LAS TECNOLOGÍAS DE PROTECCIONES DISPONIBLES NO
  FUERON APLICADAS CONSISTENTEMENTE

46
COLAPSO EN REGIONES CENTRO-CUYO-NOA Y AREA
ROSARIO03/10/2000 A LA 0132
47
1 FALLA 0051 - DESENGANCHE DE SANTO
TOME-ROSARIO OESTE POR FUERTES TORMENTAS

• 0051 -DESENGANCHE LINEA SANTO TOME ROSARIO
  OESTE

48
2 FALLA 0132 - DESENGANCHE DE SANTO
TOME-ROSARIO OESTE POR FUERTES TORMENTAS

• 0132 -DESENGANCHE LINEA RODRIGUEZ - ROSARIO OESTE

49
AREA DONDE SE PRODUJO EL APAGON

• AREA QUE QUEDÓ COLAPSADA
• CORTES 2280 MW
• AFECTÓ A 10 PROVINCIAS COMPLETAS Y AL AREA DE
  ROSARIO

50
RECUPERACION HORA 1 ESTADO PREFALLA
51
RECUPERACION HORA 2 INMEDIATO POSTFALLA
52
RECUPERACION HORA 3
53
RECUPERACION HORA 4
54
RECUPERACION HORA 5
55
RECUPERACION HORA 6
56
RECUPERACION HORA 7
57
RECUPERACION HORA 8
58

• CRISIS ELECTROENERGETICA
• 1988-1989

59
Crisis electroenergética 1988-1989

• Inicio de la crisis electroenergética ? 1987
• Reducción de reservas en El Chocón entre julio y
  octubre de 1987 ?? trabajos de mantenimiento de
  presa.
• Retraso en la habilitación de equipos generadores
  ? razones económicas o atrasos en la ejecución
  de obras.
• Deterioro del parque generador térmico ?
  postergación o suspensión de los planes de
  mantenimiento programado de carácter correctivo,
  aunque el preventivo también se vio desplazado
  para atender las necesidades de la crisis.
• Baja hidraulicidad en el período 88/89 en los
  ríos de la cuenca del Comahue acompañado de
  lapsos de bajos aportes en el río Uruguay.
• Alta indisponibilidad del parque Nuclear.

60
Crisis electroenergética 1988-1989

• Mantenimiento indisponibilidad
• En la época en que se estaba reformulando el Plan
  Energético, transcurría un período de retracción
  en el crecimiento de la demanda (desde la guerra
  de Malvinas de 1982) y de elevadas
  hidraulicidades en las centrales con embalses
  estacionales, habiendo ingresado la CN Embalse en
  1983 y la CH Alicurá en 1984/85, lo que brindaba
  buenos márgenes de reserva operativa que no
  fueron aprovechados para efectuar los
  mantenimientos imprescindibles en los equipos
  térmicos ya bastante exigidos.
• Las distintas empresa eléctricas estaban
  obligadas a posponer inversiones y mantenerse
  operativas dentro de planes muy ajustados.

61
Crisis electroenergética 1988-1989
62
Crisis electroenergética 1988-1989 Medidas
adoptadas
- Restricción en el uso de energía eléctrica
proveniente de la red de servicio público para la
iluminación de vidrieras comerciales, frentes de
edificios, carteles de propaganda, etc., a los
usuarios vinculados a las EEE del SINA,
fiscalizando esto la Dirección Nacional de
Energía Eléctrica (DNEE). Luego se pasó a la
prohibición directa por 24 hs al acentuarse la
crisis, con aplicación de la Ley de
Abastecimientos en las penas a los infractores.
Más adelante hubo cambios, pero siguió la
restricción en alguna medida. - Prohibición de
iluminación de locales y centros destinados a la
venta, etc., fuera de horario de atención al
público en días laborales, extendido luego a no
laborables y feriados. - Modificación del huso
horario, adelantándolo 1 hora más (ya lo estaba 1
hora adelante respecto del huso oficial para la
República Argentina), en los meses de verano. -
Se establecieron restricciones en los horarios de
emisión de los canales de televisión. - Se
implementaron medidas de reducción del consumo de
energía eléctrica dentro del ámbito de la
Administración Pública Nacional. - Cortes
programados en el suministro, con exclusión de
áreas o alimentadores que provocaran problemas
sociales de seguridad pública y atención de la
salud, o de seguridad del sistema (no excluyente,
según el grado).
63
(No Transcript)
64
(No Transcript)
65
(No Transcript)
66
CAPITAL FEDERAL
67
GRAN BUENOS AIRES
68
Crisis electroenergética 1988-1989
16 ENS/mes 25 ENS/día
69
La Experiencia Brasileña con la Crisis de Energía
en 2001

• Antonio Lima

70
Introducción

• La electricidad es esencial para la vida hoy.
• El combustible del sistema eléctrico brasileño es
  el agua.
• En el final del año 2000 el agua estaba en su
  nivel crítico.
• Las lluvias del verano 2000/2001 non fueran
  suficientes.
• La población encontró la crisis.

71
Nivel Equivalente en la Región NE
Fin Racionamiento
Alarma 2
Alarma 3
Alarma 1
Inicio Racionamiento
72
Solución

• Racionamiento
• Reducción de 25 del consumo, relativo al año
  anterior.
• Penalidad para los consumidores desobedientes.
• Supresión de suministro después de la segunda
  penalidad.
• Generación de Emergencia
• Mismo con la reducción, nueva generación era
  indispensable para garantizar el suministro de
  electricidad.

73
Racionamiento
25
10
74
Energía por Producto Interno Bruto
Perdidas de US100 billones
Racionamiento
75
Conclusiones

• La velocidad de acción del gobierno es
  fundamental para minimizar las consecuencias
  económicas y políticas.
• No hacer nada es siempre mas costoso.
• El racionamiento es extremadamente impopular y
  costoso para el país.
• No hay solución mágica.
• Es imposible hacer un programa de generación de
  emergencia efectivo en menos de 12 meses.

76

• SITUACION ENERO ABRIL 2004

77
Riesgo de déficit de Energía - Variables

• Restricciones a la disponibilidad de gas a usina
  por faltante de producto gas habiendo transporte
  remanente
• Alto crecimiento demanda (10)
• Baja disponibilidad Centrales Hidro Salto Grande
  y Yacyretá
• Riesgo incertidumbre disponibilidad de gas y
  generación térmica con líquidos
• Riesgo hidrológico estiaje Comahue

78
Inyección Diaria de Gas Enero 03 a Abril 04
Margen Transporte
79
Inyección Diaria de Gas Enero-Set 03-04
80
Situación Sistema - Cronología

• Cubrimiento del aumento de la demanda y de la
  menor hidraulicidad gt mayor requerimiento del
  parque térmico
• Ante la imprevista falta de gas gt inicio consumo
  reservas hidráulica
• Al descender el nivel de reservas gt despacho de
  generación con líquido
• Falta de potencia con gas (limitaciones centrales
  no duales) e imposibilidad de sostener el consumo
  de líquidos gt importación de emergencia de
  Brasil
• Para cubrir la demanda sin restricciones gt
  requerimiento de aprox 800 MW s/disp SSC 27/04

81
Evolución Reserva Térmica
Fuerte disminución de la reservas térmicas para
preservar las hidráulicas con indisponibilidades
de la primera.
82
Situación MEM - Operación Semanal Prevista

• Situación reservas
• Demandas similares
• Limitaciones de la oferta térmica
• Aportes en Comahue estacionarios.
• Salto Grande al mínimo y subiendo su cota
• Alicurá recuperando reserva.
• Embalse en MAPRO desde el 28 después del pico.
• El sistema recupera reservas maximizando el
  despacho de la oferta térmica según
  disponibilidad de combustible.

83
Situación MEM - Operación Semanal Prevista
El aumento de reservas de esta semana
condicionado a la disponibilidad real de CCs y
ofertas de gas. A partir del 1 de mayo se
liberan las restricciones de Qmax en las C.H. de
Chocón, Banderita y Piedra del Águila
84
Despacho Térmico Diario
Inicio Despacho Ter Liq
Inicio Gas SSC27
Feb 04
Mar 04
Abr 04
85
CRONOLOGÍA DE LAS
MEDIDAS APLICADAS
MAXIMO REQUERIMIENTO TERMICO Desde
10-03-04 SUSPENSIÓN MAPRO C.N.EMBALSE
Desde 12-03-04 REDUCCION DE LOS GUI DE MÁX.
REQ. TÉRMICO (desde el 01-05-04 no hay GUI de
este tipo) Desde
18-03-04 REDUCCIÓN DE EXPORT. A URUGUAY SIN
RESPALDO Desde
18-03-04 REDUCCION DE TENSIONES
De 29-03-04 Hora 1600 DE DISTRIBUCIÓN (-5)
a 30-03-04 Hora 1500
86
CRONOLOGÍA DE LAS
MEDIDAS APLICADAS
IMPORTACION DE BRASIL
De 30-03-04 Hora 0100 (a devolver, sin
remuneración) a 02-04-04 Hora
2400 GAS ADICIONAL POR DISP. SSC 27/04
Desde 30-03-04 PASAJE DE 300 MW DESDE
BRASIL HACIA URUGUAY
De 19-04 al 05-05-04 AUTORIZAC
IÓN MAPRO EMBALSE Desde
29-04-04 GAS ADICIONAL DISP. SSC 27/04
PARA CENTRO-CUYO-NOA POR SEGURIDAD CON
C.N.EMBALSE F/S
Desde 06-05-04 IMPORTACION DE BRASIL con
remuneración Desde 06-05-04 (300 MW para el SADI
y 200 MW para Uruguay) 13/05/04 Finalizó la
devolución de energía de emergencia a Brasil
87
DISMINUCION DE LA DEMANDA A TRAVES DE LA
REDUCCIÓN DE LA TENSION
88
SOLICITUD DE REDUCCION DE TENSION - LUNES
29/03/04

• DEBIDO A ESCASEZ DE COMBUSTIBLES Y RESERVAS
  HIDRAULICAS, EL LUNES 29/03/04 SE DEBIÓ DISMINUIR
  LA DEMANDA EN FORMA PROGRAMADA A TRAVÉS DE UNA
  REDUCCION DE TENSIONES DE DISTRIBUCION (33 Y 13,2
  KV)
• SE REQUIRIÓ A AGENTES DEMANDANTES REDUCCIÓN DE
  TENSIÓN DE 5 RESPECTO A NIVELES NORMALMENTE
  OPERADOS, SIN ORIGINAR CORTES DE SUMINISTRO Y SIN
  QUE LAS TENSIONES DESCIENDAN A NIVELES MENORES
  QUE EL LÍMITE INFERIOR DE LA BANDA NORMAL DE MT
  (PUEDE VARIAR EN C/DISTRIBUIDORA)
• SE LOGRÓ UNA REDUCCIÓN EN EL CONSUMO DE ENERGÍA
  ELECTRICA DE ALREDEDOR DE 3
• LA MEDIDA PERMANECIÓ SOLAMENTE 1 DÍA

89
EFECTOS DE LA DISMINUCION DE TENSION

• LA REDUCCION DE LA TENSION NO AFECTA LA VIDA UTIL
  DE ARTEFACTOS ELECTRICOS PORQUE ESTAN PREPARADOS
  PARA ESTE FUNCIONAMIENTO
• EN GENERAL, ES IMPERCEPTIBLE PARA LOS USUARIOS

90
EFECTO DE LA VARIACIÓN DE TENSIÓN EN DIFERENTES
TIPOS DE DEMANDA
91
EFECTO DE LA VARIACIÓN DE TENSIÓN EN LA DEMANDA
GLOBAL DEL SADI
DISMINUCION 5 EN LA TENSION REPRESENTA
DISMINUCION APROX. 3 DE LA DEMANDA
92
ESTACION TRANSFORMADORA DONDE SE MANIOBRA PARA LA
REDUCCION DE TENSION
CAMBIADORES DE TOPES BAJO CARGA DE LOS
TRANSFORMADORES
CUANDO SE CAMBIA LA POSICION DE LOS TOPES SE
MODIFICAN LAS TENSIONES DE DISTRIBUCION (13,2 Y
33 KV)
33KV
93
CIRCUITOS DE ALIMENTACION DESDE UNA E.T. DE 132 KV

• E.T. 132/33/13,2 KV
• EN DISTROS PERTENECE A LA TRANSPORTISTA
• EN EDENOR, EDESUR, EDELAP, EPEC, EPESF, EDEERSA,
  ETC. PERTENECE A DISTRIBUIDORA

132 KV
33KV
SUBESTACION 33 / 0,380 KV
13,2KV
SUBESTACIONES 13,2 / 0,380 KV

• DOMICILIOS ALIMENTADOS EN
• 380 V (ALIMENTACION TRIFÁSICA)
• 220 V (ALIMENTACION MONOFASICA)

INDUSTRIA ALIMENTADA EN 13,2 KV
94
EFECTO DE REDUCCION DE TENSION AGUAS DEBAJO DE
CADA E.T.
132 KV
CUANDO LAS TENSIONES DE 13,2 Y 33 KV BAJAN UN 5,
LAS TENSIONES A USUARIOS FINALES TAMBIEN BAJAN UN
5
33KV
13,2KV
5
5
5
5
5
5

• DOMICILIOS ALIMENTADOS EN
• 380 V (ALIMENTACION TRIFÁSICA)
• 220 V (ALIMENTACION MONOFASICA)

INDUSTRIA ALIMENTADA EN 13,2 KV
95
NUEVOS TIPOS DE DEMANDA

• LA MODERNIZACIÓN DE EQUIPOS ELECTRÓNICOS
  DESTINADOS A USO DOMESTICO, COMO SER TELEVISORES,
  PC, EQUIPOS DE AUDIO, ETC., POSEEN FUENTE DE
  ALIMENTACIÓN PARA RANGOS DE TENSIÓN DE 100 V A
  240 V.
• SON INSENSIBLES A LAS VARIACIONES DE TENSIÓN
• NO DISMINUYEN SU CONSUMO CON LA REDUCCION DE
  TENSIÓN
• ESTA DEMANDA ES DE BAJA PROPORCIÓN DENTRO DEL
  TOTAL DEL SADI (ENTRE 3 A 6 APROX).

96
CONCLUSIONES

• LA NECESIDAD DE REDUCCIÓN DE TENSION PARA LOGRAR
  DISMINUIR LA DEMANDA POR ESCASEZ DE OFERTA FUE DE
  USO ESPORÁDICO DESDE LA CREACIÓN DEL MEM (1 DÍA
  EN LOS ÚLTIMOS 10 AÑOS)
• EL RECURSO ES EFECTIVO YA QUE LOGRA UNA
  DISMINUCIÓN DE LA DEMANDA SIN INTERRUMPIR EL
  SERVICIO, SIN AFECTAR A LOS APARATOS E INSENSIBLE
  PARA EL USUARIO
• NO ES APLICABLE EN ZONAS QUE TIENEN NORMALMENTE
  BAJAS TENSIONES POR INSUFICIENCIA DE LA RED DE
  DISTRIBUCIÓN

97
(No Transcript)
98
Autonomía generando con Líquido
99
Autonomía generando con Líquido
Las centrales que cuentan con la alternativa de
consumir combustibles líquidos disponen de
tanques que posibilitan el almacenamiento del
combustible. El detalle de las capacidades de
almacenamiento es el detallado en la tabla
anterior. Ahora bien, si consideramos la rotación
de la capacidad de tanques o la autonomía
existente en las distintas centrales a un régimen
de consumo máximo posible, podemos definir la
velocidad de reposición necesaria. La reposición
del consumo debe realizarse a una velocidad por
lo menos igual al consumo diario por el tiempo de
ingreso de un nuevo cargamento, el que debe ser
inferior a la capacidad disponible, (vacío de tk)
100
Autonomía generando con Líquido
Por ejemplo Si Central Puerto tuviera su máxima
capacidad de tanques con FO y no tuviera nada de
gas y todas sus unidades operaran a máxima
potencia, la existencia alcanzaría para operar
durante menos de 6 días, Costanera cerca de 8
días, San Nicolás menos de 4 días, etc.
101
Situación MEM Cons. Total FO 2005 Real vs Prev.
MO05
102

• GENERACION HIDROELECTRICA
• RESULTADOS Y PERSPECTIVAS

103
Aportes Medios Sem 1 a 52 vs Históricos
104
Aportes Medios Sem 1 a 52 vs Históricos
105
Aportes Medios Sem 1 a 52 vs Históricos
106
Aportes Medios Sem 1 a 52 vs Históricos
107
Resultados - Evolución El Chocón
108
Resultados - Evolución Piedra del Aguila
109
Resultados - Evolución P. Banderita
110
Consumo Anual Combustibles
785 kton
105 kton
820 kton
(hasta julio 05)
111
Balance Energético Anual

• El crecimiento de la demanda se cubre con un
  mayor uso del parque térmico, con gas y
  combustibles alternativos

112
Consumo Anual por Tipo Combustible

• Los combustibles alternativos (carbón, fuel y gas
  oil) se utilizan en buena medida para cubrir el
  aumento del requerimiento térmico

113
Consumo Anual Líquidos

• Se requiere un uso creciente de combustibles
  líquidos (fuel y gas oil), principalmente en los
  meses de invierno, para cubrir la demanda