65.17 65.17 -- Centrales Eléctricas Centrales Eléctricas FI FI –– UBA UBA -- 20112011

INTRODUCCIONINTRODUCCION

Ing. Alejandro Martín Conti

Los principios de generación de electricidadp p gse atribuyen al descubrimiento de Faradayen la década de 1820.

•En 1882 Edison inaugura la primer central a vapor enHolborn Viaduct, Londres, para proveer alumbrado

CCpublico en CC.

A fi d l P l S P S i•A fines de ese año, crea la Pearl Street Power Stationen Nueva York.

•Se brindaba suministro a 59 clientes en 110 V en CC.•El problema principal radica en que el suministro no•El problema principal radica en que el suministro nopuede alejarse mas allá de 3 km de la central pararesultar económico.

En 1893, la central delas cataratas delNiagara (EE.UU.) fue laprimer hidroeléctrica enpgenerar en CA a 25 Hz.

3 Generadores de 3.7MW alimentaban unaMW alimentaban unaplanta de aluminio a35 km35 km.

• Incremento anual del consumo energético +5.6%

• China posee el mayor incremento deincremento de consumo +20.3%

CONSUMO DE ENERGIA POR TIPOCONSUMO DE ENERGIA POR TIPO

CONSUMO DE ENERGIA POR TIPO Y REGION

Consumo mundial de energía per capitaConsumo mundial de energía per capita

PETROLEO

Growth in global oil consumption; the weakest among fossil fuels.+3.1%

Dated Brent averaged $79.50 per barrel in 2010, an increase of 29% from the 2009 b t still nearl $18 per barrel belo thebut still nearly $18 per barrel below the 2008 record level.

GAS NATURAL• World natural gas consumption grew by 7.4%,g p g ythe most rapid increase since 1984. • The US had the world’s largest increase in consumption (in volumetric terms), rising by 5.6% and to a new record high. Russia and China also registered large increases.• Global natural gas production grew by 7.3%. P d i idl i R i ( 11 6% i hProduction grew rapidly in Russia (+11.6%, with the world’s largest volumetric increase), the US (+4.7%) and Qatar (+30.7%).

CARBON

Coal’s share of global energy consumption; the highest since 1970.29.6%Chinese share of global coal consumption.48.2%Global coal production grew by 6.3%, with Chi ( 9%) i ti f tChina (+9%) again accounting for two-thirds of global growth.

Matriz energética ArgentinaMatriz energética Argentina

Matriz energética Argentinag g

Regiones del SADIRegiones del SADI

Central Termoeléctrica Piedrabuena

Potencia total instalada: 620 MW

2 Turbinas de vapor de 310 MW LMZ Electrosila (URRS)

Combustible: gas natural/fuel oil

Central Termoeléctrica San NicolásCentral Termoeléctrica San Nicolás

Potencia total instalada: 650 MW

4 Turbinas de vapor de 75 MW AEG Siemens

1 Turbina de vapor de 350 MW Ansaldo-Marelli

Combustible: carbon//fuel oil

Central Termoeléctrica en ciclo combinado GENELBA

Potencia total instalada: 680 MW

2 Turbinas de gas SIEMENS V94.3 de 220 MW c/u

1 Turbina de vapor SIEMENS de 240 MW

Combustible: gas natural/gas oil

Central Termoeléctrica en ciclo abierto (provisorio) PILAR

Potencia total instalada: 680 MW

2 Turbinas de gas SIEMENS SGT5-4000F de 160 MW c/u

Combustible: gas natural/gas oil

Central Salto GrandeCentral Salto Grande

Potencia total instalada: 1890 MW

Turbinas Kaplan: 14 de 135 MWp

Diámetro de cada turbina: 8,5 m, 6 palas por turbina

Velocidad de rotación: 75 rpm

Central YacyretaCentral Yacyreta

Potencia total instalada: 3100 MW

Turbinas Kaplan: 20 de 155 MWTurbinas Kaplan: 20 de 155 MW

Diámetro de cada turbina: 9.5 m, 5 palas por turbinap p

Velocidad de rotación: 71.4 rpm

P d t i l lt d 65 k• Presa de materiales sueltos de 65 km

Central eólica AraucoCentral eólica AraucoPotencia total instalada: 25 MW

12 Turbinas eolicas IMPSA IWP-83 de 2.1 MW c/u

Grupos diesel de emergenciaGrupos diesel de emergenciaCT 9 de JULIO (MDP)

21 grupos diesel CATERPILAR de 1 MW c/u

Centrales de “generación gdistribuida” licitadas por ENARSA

SECCO, APR, AGGREKO

CAMMESA Administración del Mercado MayoristaCAMMESA Administración del Mercado Mayorista

MERCADOELECTRICOMAYORISTA

DISTRIBUIDORES(EDESUR / EDENOR)

GENERADORES DEL ESTADO NACIONAL

(N l )

CAMMESA

MAYORISTA (EDESUR / EDENOR)

CLIENTESLIBRESIMPORTACIONES

(Nucleares)

administrador

EXPORTACIONES

LIBRES(INDUPA / FORD)

IMPORTACIONES

GENERADORESMERCADO

SPOTMERCADO DECONTRATOS

EXPORTACIONES(Brasil)

GENERADORESBINACIONALES

(Yacyretá / S. Grande)

GENERADORESPRIVADOS c/contrato

(Genelba)

GENERADORESPRIVADOS

(Genelba y HPPL)Precio

HorarioPrecio

Contrato

DEMANDANTESDEMANDANTESOFERENTESOFERENTESEnergía

Vieja EnergíaNueva

G d

Energía Vieja

CAMMESA Grandes Usuarios CAMMESAGrandes Usuarios

Planificación de la OperaciónPlanificación de la Operación

Modelo Modelo Estacional

Modelo S l

REPROGRAMACIREPROGRAMACIONON

SemanalSemanalSemanal

Modelo DiarioREPROGRAMACIREPROGRAMACIONON

DIARIADIARIA

CONTINGENCIACONTINGENCIA

OPERACIÓN OPERACIÓN CONTINGENCIACONTINGENCIAREALREAL

Planificación de la OperaciónPlanificación de la OperaciónCVP Costos Variables de ProducciónCVP Costos Variables de Producción

• Que Son??

• Los costos que la máquina tiene solo cuando genera (por eso son variables) si la máquina está F/S valen cerosi la máquina está F/S valen cero.

• Que Factores intervienen

• Costo del Combustible

• Costo de O&M

• Rendimiento de la máquina

í• Poder calorífico del combustible

• Como se Calculan

• CVP[$/MWh]= CCOMB[$/m3] x CE[kcal/MWh] + CO&M [$/MWh]• CVP[$/MWh]= CCOMB[$/m3] x CE[kcal/MWh] + CO&M [$/MWh]

PCCOMB [kcal/m3]

• Costos Típicos

•• Ciclo Combinado con Gas: 85 $/MWh (260 $/Mwh Con Gas Oil)Ciclo Combinado con Gas: 85 $/MWh (260 $/Mwh Con Gas Oil)

•• Turbina a Vapor con Gas: 120 $/Mwh (360 $/MWh con Fuel Oil)Turbina a Vapor con Gas: 120 $/Mwh (360 $/MWh con Fuel Oil)

•• Turbina a Gas con Gas: 130 $/MWh (450 $/MWh con Gas Oil)Turbina a Gas con Gas: 130 $/MWh (450 $/MWh con Gas Oil)

Sanción de Precios y Conceptos que se remuneran Sanción de Precios y Conceptos que se remuneran --Conceptos RemuneradosConceptos Remunerados

•• Energía Eléctrica VendidaEnergía Eléctrica Vendida

•• Venta Energía Spot (según precio horario fijado por CAMMESA)Venta Energía Spot (según precio horario fijado por CAMMESA)

•• Venta Energía por Contrato (según acuerdo con Gran Usuario “GU”)Venta Energía por Contrato (según acuerdo con Gran Usuario “GU”)

•• Contrato Demanda Base (Energía Vieja)Contrato Demanda Base (Energía Vieja) –– Precio más bajosPrecio más bajos•• Contrato Demanda Base (Energía Vieja) Contrato Demanda Base (Energía Vieja) –– Precio más bajosPrecio más bajos

•• Contrato Energía Plus ( Energía Nueva) Contrato Energía Plus ( Energía Nueva) -- Precios más altosPrecios más altos

•• Potencia puesta a disposición del Sistema (12 $/MWhrp o Precio acordado Potencia puesta a disposición del Sistema (12 $/MWhrp o Precio acordado con GU)con GU)

•• Regulación de Frecuencia (Precio Spot del Mercado)Regulación de Frecuencia (Precio Spot del Mercado)

•• Reserva de Potencia Reserva de Potencia

•• Reserva Rotante (5 y 10 min) (20% del precio Spot)Reserva Rotante (5 y 10 min) (20% del precio Spot)

•• Reserva Fría ( 10 min) (15% del precio Spot)Reserva Fría ( 10 min) (15% del precio Spot)

•• Reserva Fría ( 20 min) (10% del precio Spot)Reserva Fría ( 20 min) (10% del precio Spot)

Sanción de Precios y Conceptos que se remuneranSanción de Precios y Conceptos que se remuneran

••Nueva central de generación se puede encuadrar en Nueva EnergíaNueva central de generación se puede encuadrar en Nueva Energía

•• Contratos de Energía Plus con GUContratos de Energía Plus con GUgg

•• Contratos de Energía Nueva con CAMMESA vía RES SE 220Contratos de Energía Nueva con CAMMESA vía RES SE 220

•• Potencia No contratada mediante estos mecanismos es vendida al Mercado Potencia No contratada mediante estos mecanismos es vendida al Mercado ote c a o co t atada ed a te estos eca s os es e d da a e cadoote c a o co t atada ed a te estos eca s os es e d da a e cadoSpotSpot•• Funcionamiento de Energía Plus o contratos vía RES 220Funcionamiento de Energía Plus o contratos vía RES 220

•• Debe ser Nueva energía (posterior a Nov 2006)Debe ser Nueva energía (posterior a Nov 2006)

•• Debe ser aprobado por el Ministerio de Planificación FederalDebe ser aprobado por el Ministerio de Planificación Federal

•• Ministerio Fija Tasa de RentabilidadMinisterio Fija Tasa de Rentabilidad

•• Remunera todos los costos más la rentabilidad aprobadaRemunera todos los costos más la rentabilidad aprobadaRemunera todos los costos más la rentabilidad aprobadaRemunera todos los costos más la rentabilidad aprobada

•• Costo de Inversión (repago de la inversión)Costo de Inversión (repago de la inversión)

•• Costos variables de operación ( combustible, O&M, etc)Costos variables de operación ( combustible, O&M, etc)

•• Costos Fijos (personal, seguros, etc)Costos Fijos (personal, seguros, etc)

ACTUALIDADACTUALIDAD

Demanda Total MEM (c/PAT) por RegionesDemanda Total MEM (c/PAT) por Regiones

Demanda MEM Julio 11 - Evolución

Valor Actual Crecimiento Julio - 11 vs. Julio - 10

Área MW medios % MW medios MW medios

TOTAL PAÍS 14189 4.8% 647

GBA 5876 4.2% 236

Resto País 8313 5.2% 411

BAS 1675 4.1% 66

CEN 1253 3 4% 41CEN 1253 3.4% 41

COM 484 -2.1% -10

CUY 834 7.2% 56

LIT 1784 4.1% 70

NEA 739 8.1% 56

NOA 1055 3.3% 34NOA 1055 3.3% 34

PAT 489 25.1% 98

Máximos Históricos de Potencia y Energía

17/08/2011 - 19:25 Demanda de Total del SADI Incl. Patagonia : 18404 MW.Máxima entre las 19:00 y las 24:00 18404 MW a las 19:25Máxima entre las 19:00 y las 24:00 18404 MW a las 19:25(s/mediciones c/5 minutos)

Demanda Real (MW) - Temp. Promedio de GBA y Litoral °C

Situación MEM – Real vs Prev. Mayo/Octubre 2011

Miles de Ton / SemConsumo Previsto F. Oil

80

90

100

60

70

80

40

50

10

20

30

Alto Medio Bajo Real 2010 Real 2011

0

10

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43

May Jun Jul Ago Set Oct

j

May Jun Jul Ago Set Oct1

Importación Brasil año 2011

1000

1200

Importación Brasil Año 2011 MW medios

800

1000

400

600

0

200

• La importación se inició el mediodía del viernes 20 de mayo con 500 MW y se mantuvo las dos semanas siguientes en ese valor salvo modulaciones de fin de semana ó restricciones de transporte.El t 7 d j i l ñ i tó 1000 MW l l tá

0

20‐may 27‐may 03‐jun 10‐jun 17‐jun 24‐jun 01‐jul 08‐jul 15‐jul 22‐jul 29‐jul 05‐ago

• El martes 7 de junio por la mañana se incrementó a 1000 MW y es el valor que en que se está despachando en resto y pico de días hábiles, disminuyendo a 600/700 MW en valles y fines de semana u ocasionalmente por restricciones de transmisión por mantenimientos sobre el corredor NEA-LITORAL (ej. 6 y 10 de julio).

• El costo de la energía de importación de origen térmico se ha ubicado en valores del orden de los 200 Reales/MWh es decir unos 510 $/MWh Si se adicionan las pérdidas y cargos variables de200 Reales/MWh, es decir, unos 510 $/MWh. Si se adicionan las pérdidas y cargos variables de transporte resulta un costo de despacho de aprox. 615 $/MWh.

• La perspectiva para lo que resta de Agosto es que se mantenga el requerimiento de importación manteniéndose los niveles de energía y precio .

AMPLIACIONES PREVISTAS EN EL SADIEL SADI

FECHAS APROXIMADAS DE INGRESO DE GENERACIÓN TERMICA EN ÁREAS

FECHA

LITORAL-GBA (ALGUNAS DE ELLAS A DEFINIR POR AUTORIDADES)

GENERADOR MW FECHA PREVISTAATUCHA II TV 720 2012ENSENADA DE BARRAGÁN TG1 265 2012ENSENADA DE BARRAGÁN TG1 265 2012ENSENADA DE BARRAGÁN TG2 265 2012BRIGADIER LOPEZ TG 280 2012ENSENADA DE BARRAGÁN TV 265 2013BELGRANO II TG1 265 2013BELGRANO II TG2 265 2013BELGRANO II TG2 265 2013TIMBUES II (Vuelta De Obligado) TG1 265 2013TIMBUES II (Vuelta De Obligado) TG2 265 2013BELGRANO II TV 265 2015BELGRANO II TV 265 2015TIMBUES II (Vuelta De Obligado) TV 265 2014GENELBA TV2 80

TOTAL 3470

UBICACIÓN GEOGRÁFICA PREVISTA

BDIER LOPEZ (280

TIMBÚES II (800 MW)

BDIER. LOPEZ (280 MW)

ATUCHA II (720 MW)

MW)

BELGRANO II (800 (MW)

GENELBA TV (80

BARRAGÁN (800

GENELBA TV (80 MW)

BARRAGÁN (800 MW)

TOTAL: 3470 MW

GENERACIÓN POSIBLE A INGRESAR EN PATAGONIA

PTO. MADRYN: 220 MWGENERACIÓN Ó

LOMA BLANCA: 200 MWEÓLICA ADJUDICADA POR ENARSA:

RAWSON: 80 MW (EN CONSTRUCCIÓN)

MALASPINA: 80 MW

655 MW

MALASPINA: 80 MW

KOLUEL KAIKE: 75 MWTOTAL: 900 MW DE POTENCIA

570 MW

DE POTENCIA POSIBLE A INSTALAR570 MWINSTALAR

REFERENCIASS CO CSE CONECTAN EN 500 KVSE CONECTAN EN 220 KVSE CONECTAN EN 132 KVRIO TURBIO: 245 MW

PROYECTOS HIDROELECTRICOS

•LÍNEA RINCON

AMPLIACIONES SOBRE EL CORREDOR NEA-GBA PRESENTADA POR EL CAF

AMPLIACIONES PARA PODER

•LÍNEA RINCON-RESISTENCIA (270 Km)AMPLIACIONES PARA PODER LLEVAR LA CAPACIDAD DE IMPORTACIÓN DESDE BRASIL A 1500 MW JUNTO A LAA 1500 MW JUNTO A LA GENERACIÓN MÁXIMA DE YACYRETÁ  DE 3000 MW

•LÍNEA RÍO CORONDA-ROSARIO OESTE (70 Km)

AMPLIACION PARA PODER TRANSMITIR LA POTENCIA PROVENIENTE DEL NEA +

OESTE (70 Km)

PROVENIENTE DEL NEA + NUEVO CICLO COMBINADO 800 MW TIMBUES II

CORREDOR PUERTO MADRYN – ABASTO A PRESENTAR POR EL CAF

0 Km

350

400 Km

° Í O

•LÍNEAS Y ESTACION

•2° LÍNEA PTO. MADRYN –CHOELE•EN LA MEDIDA QUE

TRANSFORMADORA 500/132 KV PARA ABASTECER MAR DEL PLATA Y COSTA ATLANTICA

INGRESE MAYOR GENERACIÓN EÓLICA EN PATAGONIA

•ASEGURA SUMINISTRO AL ÁREA (ACTUALMENTE ALCANZA 700 MW DE DEMANDA EN VERANO))

ATUC EL PROXIMO INGRESO Ó

AUMENTO CAPACIDAD DE TRANSFORMACION EN E.T. EZEIZA

V. LÍA

DE GENERACIÓN ENSENADA DE BARRAGAN NO

BELG

MTH OSM

INFLUIRÁ EN DISMINUIR CARGA DE TRAFOS DE EZEIZA

MTH

TALPNUE

OSM

EDIAREA GBA

RODR

PMORCAS

ZAP

COSTMALMOR

RMEJMITR

BROW

CAS

BOSQ

HUDSTRAD

BARRAG

LPLA

ABASEZEI

BOSQ

AMPLIACION CAPACIDAD DE TRANSFORMACION 500/220 KV

TIMBUES I Y II

RÍO CORONDANORTE DE GRANINYECCION DE 1700 MW

ROSARIO OESTE

TIMBUES I Y II NORTE DEL GRAN ROSARIO

INYECCION DE 1700 MW

ROSARIO OESTE: CON BAJA GENERACION EN RED DE 220 KV OESTE

ROSARIO Y SUR STA FE

GENERACION EN RED DE 220 KV, ESTE TRANSFORMADOR 500/220 KV – 300 MVA SE SOBRECARGA EN REGIMEN PERMANENTE

ACINDARRAMALLO

REGIMEN PERMANENTE•SE REQUIERE AMPLIACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

O C Ó OSAREA SAN NICOLASAES PARANA

RAMALLO• OPCIÓN DE TRAFOS MONOFÁSICOS (800 MVA) Y FASE DE RESERVA

AREA ZARATE-CAMPANA

ARGENER Y SNIC TV5

ATUCHA II

RAMALLO: REQUIERE UN SEGUNDO TRANSFORMADOR 500/220 KV – 300 MVA CAMPANAATUCHA II

ATUCHA I

500/220 KV 300 MVA.

LINEASREEMPLAZO DE BOBINAS DE ONDA PORTADORA Y

EDENOR

RODRIGUEZLINEASONDA PORTADORA Y

TRANSFORMADORES DE CORRIENTES EN ESTAS LINEAS

AMPLIACIONES ADICIONALES CORREDOR COMAHUE – CUYO.

•CAPACITORES SERIES EN INTERCONEXION COMAHUEINTERCONEXION COMAHUE-CUYO•AUMENTA LÍMITES DE

ÓIMPORTACIÓN DEL AREA CUYO•DISMINUYE RESTRICCIONES DE EMPUNTAMIENTO DE GENERACION COMAHUE+ FUTURO EÓLICO

•LOS ESTUDIOS REALIZADOS CON LA UNIVERSIDAD DE LA PLATA YA HAN DEFINIDO LA UBICACIÓN Y

ÍCARACTERÍSTICAS DE LOS CAPACITORES SERIE.

LÍNEA RINCÓN RESISTENCIA

RESUMEN DE AMPLIACIONES EN CORTO-MEDIANO PLAZO

LÍNEA RÍO CORONDA-ROSARIO OESTE •CAPACICAPACITORES

LÍNEA RINCÓN-RESISTENCIA

LINEA RÍO DIAMANTE

TORESSERIE

LINEA RÍO DIAMANTE-CHARLONE – GBA CON CAP. SERIE

TRAFO 500/220 KV – 800 MVA

TRAFO 500/220 KV

CAPACITORES SERIES EN

Ó

– 300 MVA

TRAFO 500/220 KV – 800 MVAINTERCONEXIÓN

COMAHUE-CUYOADECUACION ESTACIONES EZEIZA Y RODRIGUEZ

– 800 MVA

EZEIZA Y RODRIGUEZ

CAPACITORES SERIES Í LÍNEA BAHÍA BLANCA-

MAR DEL PLATAEN LÍNEA PTO. MADRYN -CHOELE