Programación anual de mantenimiento
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PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO PAM 2015-10-2 Página 1 de 23 Programación Anual de Mantenimiento octubre 2015 – marzo 2016 CONTROL DE VERSIONES Fecha confirmado Versión Comentarios 01/09/2015 1 Versión preliminar 15/10/2015 2 Se corrige Gantt de mantenimiento de CTM y se corrige fecha de Ciclo Combinado (error de tipeo) Realizado por: Milena Gurin [email protected] Martín Pedrana [email protected] Hernán Rodrigo [email protected]
Transcript of Programación anual de mantenimiento
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 1 de 23
Programación Anual de Mantenimiento
octubre 2015 – marzo 2016
CONTROL DE VERSIONES
Fecha confirmado
Versión Comentarios
01/09/2015 1 Versión preliminar
15/10/2015 2 Se corrige Gantt de mantenimiento de CTM y se corrige fecha de Ciclo Combinado (error de tipeo)
Realizado por:
Milena Gurin [email protected]
Martín Pedrana [email protected]
Hernán Rodrigo [email protected]
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
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1. Resumen ejecutivo.
Las previsiones asociadas al fenómeno ENSO indican un sesgo hacia un régimen más lluvioso de lo normal (El Niño) para el período en estudio.
Salvando la situación de las unidades turbo vapor de Central Batlle, no se solicitan mantenimientos de larga duración (la convocatoria de unidades térmicas ha sido inferior a la media debido al buen régimen de aportes que se ha dado en el invierno). Los trabajos necesarios sobre las calderas de Central Batlle no cuentan aún con fechas confirmadas y son de aprox. 4 meses de duración para cada unidad (5ta y 6ta), por lo que se decide representarlas indisponibles en los modelos durante todo el horizonte del estudio. Dichos trabajos pueden ubicarse en cualquier momento, una vez que se cuente con los medios necesarios. La coyuntura en Argentina y en Brasil ha llevado a modelar la exportación de excedentes por vertimiento a Argentina a 7 USD/MWh y la exportación a Brasil a través de Conversora Melo (disponible desde diciembre de 2015) por hasta 200MW durante 2016 a 60 USD/MWh superior al marginal de Uruguay, disponible sólo cuando dicho marginal sea inferior a 85 USD/MWh. En cuanto a la importación, se mantienen las hipótesis de la PES vigente (ver detalles en punto 2.4 de este informe), agregando disponibilidad de Brasil a través de Conversora Melo sólo cuando el PLD sea inferior a 145 USD/MWh y con un sobrecosto de 300 USD/MWh. En la práctica sólo se dispone de potencia desde los países vecinos en condiciones de emergencia (sistema en condiciones de despacho de Falla).
Los valores considerados para la disponibilidad de recursos de generación y de importación se ajustan a la experiencia reciente y a las expectativas para el futuro inmediato según la información disponible al día de hoy.
De los gráficos de excedencia de falla se concluye que los mantenimientos mayores previstos no impactan en el sistema.
Se observa que:
Las unidades CB5 y CB6 se supusieron indisponibles en todo el horizonte temporal, por lo que de resolverse la realización de los mantenimientos mayores que las unidades necesitan, los mismos podrían ubicarse en cualquier momento del período en estudio.
Se supuso que las unidades de APR arrendadas (por unos 250MW de potencia en total) están disponibles hasta el 30/6/16. Si esta situación se modificara, se haría necesario repetir este estudio.
En virtud de las consideraciones anteriores se recomienda:
aceptar las solicitudes de mantenimiento recibidas.
En lo que sigue de este informe se presenta el PAM y el análisis de la probabilidad de ocurrencia y profundidad del despacho de Falla.
Se utiliza la versión 113_carqueja de SimSEE. La cota mínima operativa de Central Terra se establece en 72.3m, la cota inicial del lago Bonete se estima en 81.14m para el 3/10/15. Se usa el sintetizador de aportes CEGH “SintetizadorCEGH_BPS_iN34_cmoBR” que incorpora una señal para el fenómeno ENSO y una serie de costos marginales de Brasil a los efectos de modelar el intercambio con ese país. Se usan dos variables de estado hidrológico, una para el río Negro y otra para el río Uruguay.
Se realiza la simulación con crónicas sintéticas.
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2. Hipótesis.
Las principales novedades consisten en:
Se actualizaron los mantenimientos de las demás unidades térmicas e hidráulicas de acuerdo a
los nuevos cronogramas enviados por los responsables de las centrales.
Se actualizó la fecha de entrada prevista para el Ciclo Combinado. TER advierte que existe
incertidumbre sobre las nuevas fechas sugeridas, y el retraso podría ser mayor. No se hace un
estudio de sensibilidad frente a esta variable dado que las fechas manejadas hoy en día (15/1/17
para la primera turbina) están suficientemente alejadas del fin del semestre en estudio y se
supone que de existir un atraso significativo se incorporará al sistema respaldo térmico
alternativo.
Sobre los mantenimientos y disponibilidades previstos para las calderas de Central Batlle, tanto
5ta como 6
ta unidad, no hay aún una decisión firme. Se decide hacer el estudio con estas
unidades indisponibles en todo el horizonte temporal. De este modo los trabajos podrían
realizarse en cualquier momento pues del estudio resulta que el sistema resiste una condición
más exigente.
Se actualizaron los cronogramas de expansión eólica y solar.
Se usa la proyección de la demanda de la PES vigente.
No se representan limitaciones en el abastecimiento de combustible durante el período de tiempo a considerar.
2.1 Clima
Según CPTEC para la región sudeste de Brasil la previsión indica igual probabilidad de lluvias para los tres terciles (salvo el extremo sur del estado de SP que tiene probabilidad de lluvias ligeramente por encima de la normal) y temperaturas por encima de la normal climatológica. Para la región sur, en los estados de RS SC hay mayores probabilidades de lluvias por encima de la normal climatológica y temperaturas ligeramente por encima de la normal. Sigue gráfico con previsiones del IRI con mayor alcance temporal:
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2.2 Demanda y Falla
Año Tipo
Escenario
Base Incremento
Escenario
Bajo Incremento
Escenario
Alto Incremento
2009 REAL 8,995 2.45% 8,995 2.45% 8,995 2.45%
2010 REAL 9,394 4.43% 9,394 4.43% 9,394 4.43%
2011 REAL 9,805 4.38% 9,805 4.38% 9,805 4.38%
2012 REAL 10,048 2.47% 10,048 2.47% 10,048 2.47%
2013 REAL 10,315 2.66% 10,315 2.66% 10,315 2.66%
2014 REAL 10,388 0.71% 10,388 0.71% 10,388 0.71%
2015 PREVISIÓN 10,657 2.59% 10,521 1.28% 10,793 3.90%
2016 PREVISIÓN 10,905 2.33% 10,673 1.45% 11,137 3.19%
2017 PREVISIÓN 11,208 2.78% 10,920 2.31% 11,496 3.22%
2018 PREVISIÓN 11,539 2.96% 11,196 2.53% 11,882 3.36%
2019 PREVISIÓN 11,865 2.82% 11,473 2.47% 12,257 3.16%
2020 PREVISIÓN 12,187 2.72% 11,747 2.39% 12,628 3.02%
Energías en GWh
Los datos presentados corresponden a la Programación Estacional vigente.
Con respecto a la duración de los postes, 1 y 2 corresponden al pico, 3 al resto, 4 y 5 al valle.
Poste Horas/semana
1 5
2 30
3 91
4 28
5 14
Los escenarios Alto y Bajo son los que determinan una banda de confianza del 70% de probabilidad.
Energía anual en GWh proyectada e interv de confianza al 70%
8,995
9,394
9,805
10,048
10,31510,388
10,657
10,905
11,208
11,539
11,865
12,187
10,388
10,673
10,920
11,196
11,473
11,747
10,388
10,793
11,137
11,496
11,882
12,257
12,628
10,521
8,000
8,500
9,000
9,500
10,000
10,500
11,000
11,500
12,000
12,500
13,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
GW
h
DemMedia Demmin DemMax
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2.3 Precio de los combustibles
Se usan los valores de la PES vigente
REF WTI (US$/Barril): 56
Combustibles U$S/m3 Densidad U$S/T
Gasoil 547.3 0.845
647.7
Fueloil 383.21.030 372.0
Fueloil Motores 414.71.010 410.6
Dado que aún no se cuenta con definiciones comerciales respecto al suministro de GNL y que la fecha de entrada en servicio de la planta todavía presenta incertidumbre, no se representa disponibilidad de G.N.
1.
2.4 Intercambios
Importación Argentina:
Fuera de las semanas 48 a 10 (verano) y semanas 18 a 40 (invierno)
200MW a Costo Variable como falla1 – 1 U$S/MWh (el valor de falla 1 se establece como el de CTR+10%). 65% de disponibilidad en todos los postes de demanda.
Exportación a Argentina:
No se modela expresamente, para el tratamiento de la exportación ver el punto 2.5 Excedentes.
Importación Brasil:
A través de Melo limitada a 200MW durante 2016, subiendo a 300MW desde 2017. Se usa una CEGH que modela los PLDs del sistema Brasilero, permitiendo la oferta de exportación a Uruguay sólo cuando el PLD está por debajo de 145 USD/MWh y con un sobrecosto de 300 USD/MWh. En la práctica equivale a energía disponible para asistencia ante emergencias a costos superiores a Falla 1.
Exportación Brasil:
Se usa la misma CEGH que para la importación, pero se habilita la exportación sólo cuando el marginal de Uruguay está por debajo de 85 USD/MWh y la oferta a Brasil se hace con un sobrecosto de 60 USD/MWh.
2.5 Excedentes
Se identifican como excedentes la energía hidráulica no embalsable y autodespachados (mayoritariamente eólica). Se modela como una exportación con potencia máxima 2500 MW en todos los postes y precio 0,1 US$/MWh.
En la simulación los excedentes se valoran como ingresos por exportación a 7 USD/MWh.
1 El suministro desde Argentina, tanto por su escasa disponibilidad como por el precio, que resulta en
costos de generación similares a la generación con Gas Oil, no incide en la operación óptima del sistema en el período en estudio.
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2.6 Parque generador nacional
La representación corresponde a la potencia que efectivamente las unidades entregan al sistema de trasmisión descontando los consumos propios.
Ciclo Combinado: Se considera la planta de ciclo combinado a instalar en Punta del Tigre según datos proporcionados por UTE en agosto: en la semana 3 de 2017 se espera la entrada en servicio de la primera turbina de 177 MW, quedando para la semana 16 de 2017 el ingreso al sistema de la segunda turbina de 177MW y la combinación del ciclo para la semana 6 de 2018 -incrementándose la potencia a 532 MW, con una disponibilidad del 90% y una vida útil de 20 años, costos operación y mantenimiento aproximadamente 5 US$/MWh operando con gas oil. El cronograma está siendo sometido a revisiones, podrían surgir eventualidades que retrasen las fechas propuestas.
Unidades APR: los 50MW arrendados en modalidad de leasing se consideran incorporados al parque generador nacional, por tanto permanecen en todo el horizonte de tiempo involucrado en el estudio. Los restantes 250MW continúan con contrato de arrendamiento hasta el 30/6/2016, pudiendo cancelarse con 2 meses de anticipación. Se modelan disponibles hasta el 30/6/2016.
2.1.1 Factor de respuesta unidades térmicas de UTE:
Dado que durante 2015 la convocatoria de las unidades térmicas ha sido baja debido a la alta hidraulicidad, se presentan los factores de respuesta para el período enero a agosto de 2015.
En rojo se muestran los valores aplicados en los modelos como disponibilidad fortuita (los usados en la Programación Estacional vigente).
Gráfico 1
Se adoptó la siguiente tabla de valores base para la indisponibilidad fortuita.
CBO
Sala B
CBO
5ta
CBO
6ta
CBO Motores
Punta del Tigre
CTR La Tablada
APR
A
APR
B y C
Coef de Disponibilidad (%)
N/C N/C N/C 75% 75% 75% 90% 90%
Se recuerda que las calderas de Central Batlle se consideraron indisponibles para este estudio.
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2.1.2 Generación Distribuida
Se muestra a continuación los valores de potencia equivalente utilizados. Se representó la generación prevista descontados los consumos propios. La política seguida al considerar las
ampliaciones del parque generador es incluir únicamente proyectos con una intención clara de ejecución.
BIOMASA:
NOMBRE
Las
RosasLiderdat
ERT
(Fenirol)Bioener Alur
Wayerhae
userGalofer Ponlar
200 MW
Biomasa:
Montes
del Plata
200 MW
Biomasa:
1ra etapa
UPM
Arboreto
(Lanas
Trinidad)
Lumiganor
UBICACIÓN
MALDON
ADO
PAYSAN
DÚ
TACUARE
MBÓRIVERA
BELLA
UNIÓN
TACUARE
MBÓ
TREINTA
Y TRESRIVERA COLONIA
RIO
NEGROFLORES
TREINTA
Y TRES
TIPO DE FUENTE PRIMARIA Biomasa Biomasa Biomasa Biomasa Biomasa Biomasa Biomasa Biomasa Biomasa Biomasa Biomasa Biomasa Biomasa
AÑO DE INICIO2004 2010 2009 2010 2010 2010 2010 2012 2017 2014 2015
SEMANA DE INICIO 48 28 48 15 45 9 35 13 11 14 1
POTENCIA DISPONIBLE MW 1.0 4.9 8.8 11.5 5.0 5.0 12.5 7.0 40.00 30.00 0.60 11.40
FACTOR DE UTILIZACIÓN 15% 70% 70% 70% 70% 70% 70% 70% 70% 100% 70% 70%
AÑO COMIENZO 2015 2015 2012 2015 2015 2017 2015 2014 2015
SEMANA COMIENZO 42 39 18 37 38 11 42 14 1
AÑO FIN 2015 2015 2015 2015 2015 2018 2015 2015 2016
SEMANA FIN 42 41 52 38 38 11 43 14 1
POTENCIA DISPONIBLE 0 0 5.0 0 0 40 0 0.6 11.4
FACTOR DE UTILIZACIÓN 0% 0% 40% 0% 0% 50% 0% 50% 50%
Montes del Plata: 70 MW
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EOLICA:
Parque Año Semana POTENCIA
AGROLAND 2008 18 0.25
CARACOLES 1 2009 6 10
CARACOLES 2 2010 25 10
CUCHILLA DEL PERALTA I 2014 19 50
ENGRAW 2012 43 3.6
JUAN PABLO TERRA 2014 31 67.2
LUZ DE LOMA 2014 34 20
LUZ DE MAR 2014 34 18
LUZ DE RIO 2014 30 50
MINAS I 2014 37 42
NUEVO MANANTIAL CENTRAL 2 2009 48 4
PARQUE EÓLICO FLORIDA I 2014 38 50
PARQUE EÓLICO LIBERTAD 2014 29 7.7
PARQUE EÓLICO LOMA ALTA - CENTRAL 1 2008 29 7.8
PARQUE EÓLICO MAGDALENA 2011 17 17.2
PARQUE EÓLICO MALDONADO 2014 14 50
SANTA FE 2013 30 0.9
TALAS DEL MACIEL II 2015 1 50
PARQUE EÓLICO ARTILLEROS 2015 17 65.1
TALAS DEL MACIEL I 2015 23 50
PERALTA 1 GCEE 2015 28 50
PERALTA 2 GCEE 2015 31 50
MELOWIND 2015 35 50
PARQUE EÓLICO CARAPÉ I 2015 35 50
PARQUE EÓLICO CARAPÉ II 2015 37 40
813.75TOTAL
EXISTENTES
Parque Año Semana POTENCIA
ARIAS 2017 37 35
ARIAS 2017 41 36
PALOMAS 2017 1 35
PALOMAS 2017 13 36
PAMPA 2016 40 70
PAMPA 2017 1 70
VALENTINES 2017 1 35
VALENTINES 2017 13 35
PARQUE CERRO GRANDE 2016 29 25
PARQUE CERRO GRANDE 2016 41 25
PARQUE EÓLICO FLORIDA II 2016 22 25
PARQUE EÓLICO FLORIDA II 2016 34 25
PARQUE EÓLICO KIYÚ 2016 3 24
PARQUE EÓLICO KIYÚ 2016 15 24.6
PARQUE EÓLICO MALDONADO II 2016 1 25
PARQUE EÓLICO MALDONADO II 2016 12 25
PARQUE EÓLICO JULIETA 2015 50 4
PARQUE EÓLICO ROSARIO 2015 41 9
PARQUE EÓLICO VENTUS I 2015 38 9
PARQUE EÓLICO 18 DE JULIO 2016 3 10
PARQUE EÓLICO VILLA RODRIGUEZ 2016 26 10
PARQUE EÓLICO MARÍA LUZ 2016 5 10
EXPANSION
con participación de UTE
PRIVADOS
Al Spot
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Potencia Eólica acumulada:
700
750
800
850
900
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
1350
1400
1450
1500
PO
TEN
CIA
(MW
)
Expansión Eólica_ potencia acumulada
Las fechas corresponden al ajuste realizado en Setiembre de 2015. Otros generadores:
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FOTOVOLTAICA:
A continuación se presenta una tabla con los proyectos considerados:
Central Generadora Agente GeneradorPotencia
Comprometida (MW)Estado Actual
Fecha Estimada E/S
Temprana
Fecha Estimada E/S
Tardía
ASAHI MIEM-UTE 0.5 En servicio
LA JACINTA JACINTA SOLAR FARM S.R.L. 50 En servicio (Habilitación Final)
RADITON RADITON S.A. de TECNOVA RENOVABLES 8 Permiso para pruebas y ensayos 21-09-2015 01-10-2015
TS TESFERY S.A. 1 Convenio suscripto 02-11-2015 07-01-2016
ALTO CIELO ALTO CIELO S.A. 20 Convenio suscripto 15-11-2015
EL NARANJAL COLIDIM S.A. 50 Convenio suscripto 01-07-2016
DEL LITORAL JOLIPARK S.A. 16 Convenio suscripto 15-07-2016
ABRIL ACCONSTRUCTORA S.A. 1 Convenio suscripto
ARAPEY SOLAR GIACOTE S.A. 10 Convenio suscripto
CASALKO CASALKO S.A. de TECNOVA RENOVABLES 1.75 Convenio suscripto
DICANO DICANO S.A. de TECNOVA RENOVABLES 11.25 Convenio suscripto
FENIMA FENIMA S.A. de TECNOVA RENOVABLES 9.5 Convenio suscripto
MENAFRA SOLAR GIACOTE S.A. 20 Convenio suscripto
NATELU NATELU S.A. 9.5 Convenio suscripto
PETILCORAN PETILCORAN S. A. de TECNOVA RENOVABLES 9.5 Convenio suscripto
VINGANO VINGANO S.A. 1 Convenio suscripto
YARNEL YARNEL S.A. 9.5 Convenio suscripto
Fechas de entrada en servicio modeladas:
FechaPotencia en modelo
(MW)
01-10-2015 58
15-11-2015 73
01-07-2016 123
15-07-2016 139
01-01-2017 220
2.7 Modelo
Se utiliza la versión 113_carqueja de SimSEE.
Fecha inicio de la simulación: 03/10/15
La cota mínima operativa de Central Terra se establece en 72.3m
La cota inicial del lago Bonete se estima en 81.14m
Se usa el sintetizador de aportes CEGH “SintetizadorCEGH_BPS_iN34_cmoBR”, que incorpora una señal para el fenómeno ENSO y una serie de costos marginales de Brasil a los efectos de modelar el intercambio con ese país. Se usan dos variables de estado hidrológico, una para el río Negro y otra para el río Uruguay.
Se realiza la simulación con crónicas sintéticas.
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3. PAM octubre 2015
Sigue un diagrama con el cronograma propuesto para los mantenimientos de las unidades térmicas
de UTE en el período octubre 2015 a diciembre 2017.
03
-oc
t
10
-oc
t
17
-oc
t
24
-oc
t
31
-oc
t
07
-no
v
14
-no
v
21
-no
v
28
-no
v
05
-dic
12
-dic
19
-dic
26
-dic
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
CBSB x x x x x x x x x x x x x
CBU5 x x x x x x x x x x x x x
CBU6 x x x x x x x x x x x x x
CBM 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1
CTR1 2
CTR2
PTA1
PTA2
PTA3
PTA4
PTA5
PTA6
PROPUESTA DE MANTENIMIENTOS DE
GENERADORES TÉRMICOS DEL S.I.N.
AÑO 2015
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-en
e
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e
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e
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e
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b
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-fe
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27
-fe
b
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12
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19
-mar
26
-mar
02
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r
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r
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r
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-ab
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30
-ab
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14
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21
-may
28
-may
04
-ju
n
11
-ju
n
18
-ju
n
25
-ju
n
02
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l
09
-ju
l
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-ju
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30
-ju
l
06
-ag
o
13
-ag
o
20
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o
27
-ag
o
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-se
p
10
-se
p
17
-se
p
24
-se
p
01
-oc
t
08
-oc
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15
-oc
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22
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
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50
51
52
CBSB x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
CBU5 x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
CBU6 x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
CBM 1 1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1
CTR1 x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x xCTR2
PTA1 x x x x
PTA2 x x x x
PTA3 x x x x
PTA4 x x x x
PTA5 x x x x
PTA6 x x x x
PROPUESTA DE MANTENIMIENTOS DE GENERADORES TÉRMICOS DEL S.I.N. AÑO 2016
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 13 de 23
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48
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52
CBSB x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
CBU5 x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
CBU6 x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
CBM 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
CTR1
CTR2
PTA1 x x x x
PTA2 x x x x
PTA3 x x x x
PTA4 x x x x
PTA5 x x x x
PTA6 x x x x
PROPUESTA DE MANTENIMIENTOS DE GENERADORES TÉRMICOS DEL S.I.N. AÑO 2017
Comentarios:
x Unidades indisponibles forzadas o que se representan indisponibles para estudiar robustez ante contingencias del Plan Propuesto
x
x
Unidades con mtto programado para esa fecha
Ventana de mtto, los trabajos previstos pueden moverse dentro de estas fechas.
Trabajos previstos en el PAM anterior que se corren a otra fecha
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 14 de 23
Se muestra a continuación un gráfico con la potencia media mensual resultante de aplicar el PAM y bajo las hipótesis de importación y expansión utilizadas (unidades no hidráulicas):
Gráfico 2
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 15 de 23
Sigue un diagrama con el cronograma propuesto para los mantenimientos de las unidades hidráulicas de UTE en el período octubre 2015 a diciembre 2017.
03
-oc
t
10
-oc
t
17
-oc
t
24
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t
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50
51
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BAY1
BAY2
BAY3
PAL1
PAL2
PAL3 x x x
BON1 x x
BON2
BON3
BON4
CTM1 x x x x x x x
CTM2
CTM3
CTM4
CTM5
CTM6
CTM7
CTM8
CTM9
CTM10
CTM11
CTM12
CTM13
CTM14
PROPUESTA DE MANTENIMIENTOS DE
GENERADORES HIDRAULICOS DEL S.I.N.
AÑO 2015
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 16 de 23
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44
45
46
47
48
49
50
51
52
BAY1 x x
BAY2
BAY3 x x
PAL1 x x x
PAL2 x x x
PAL3
BON1
BON2
BON3 x x
BON4 x x
CTM1 x x x x
CTM2 x x x x x x x x x x x x x x
CTM3
CTM4
CTM5
CTM6
CTM7 x x x x x x x
CTM8
CTM9 x x x
CTM10 x x x
CTM11
CTM12
CTM13
CTM14
PROPUESTA DE MANTENIMIENTOS DE GENERADORES TÉRMICOS DEL S.I.N. AÑO 2016
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47
48
49
50
51
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BAY1
BAY2 x x
BAY3 x x
PAL1
PAL2
PAL3 x x x x x x
BON1 x x
BON2 x x
BON3
BON4
CTM1
CTM2
CTM3 x x x
CTM4 x x x
CTM5
CTM6
CTM7 x x x x
CTM8 x x x x x x x x x x x x x
CTM9
CTM10
CTM11 x x x x x x x
CTM12
CTM13
CTM14
PROPUESTA DE MANTENIMIENTOS DE GENERADORES TÉRMICOS DEL S.I.N. AÑO 2017
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 17 de 23
3.1 Análisis de mantenimientos mayores de Trasmisión
No se tiene confirmada la fecha para los trabajos de mantenimiento sobre los interruptores de 500kV de la subestaciones del SIN.
Para 2016 están planificados trabajos sobre interruptores de Central Palmar, con 5 días de indisponibilidad por interruptor con afectación de la/s unidad/es correspondiente/s:
Interruptor 2-15 Central Palmar U1
Interruptor 3-15 Central Palmar U2
Interruptor 3-25 -
Interruptor 3-35 Central Palmar U2 y U3
Interruptor 4-15 Central Palmar U2 y U3
No se representaron en el modelo por no tener fechas fijas. Se considera posible la coordinación para evitar que afecten significativamente el despacho.
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 18 de 23
3.2 Análisis de falla
Sigue un gráfico con la evolución de la falla en aquellas crónicas que alcanzan o superan Falla 2 en el período octubre de 2015 marzo 2016.
Ilustración 3-1
0.00%
0.05%
0.10%
0.15%
0.20%
0.25%
0.30%
0.35%
0.40%
0.0
%
0.3
%
0.6
%
0.9
%
1.2
%
1.5
%
1.8
%
2.1
%
2.4
%
2.7
%
3.0
%
3.3
%
3.6
%
3.9
%
4.2
%
4.5
%
4.8
%
5.1
%
5.4
%
5.7
%
6.0
%
6.3
%
6.6
%
6.9
%
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%
7.5
%
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%
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%
8.4
%
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%
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%
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%
9.6
%
falla
/de
man
da
(%)
excedencia
Excedencia de falla
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5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
0.0
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%
1.8
%
2.1
%
2.4
%
2.7
%
3.0
%
3.3
%
3.6
%
3.9
%
4.2
%
4.5
%
4.8
%
5.1
%
5.4
%
5.7
%
6.0
%
6.3
%
6.6
%
6.9
%
7.2
%
7.5
%
7.8
%
8.1
%
8.4
%
8.7
%
9.0
%
9.3
%
9.6
%
Falla
GW
h
excedencia
Excedencia de Falla (GWh)
A continuación se presentan gráficamente las curvas de excedencia de falla semanal.
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 19 de 23
Ilustración 3-2
Excedencia semanal de Falla
0
20
40
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80
100
120
140
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an
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Pe0.5%
Pe1.0%
Pe5.0%
Pe10.0%
Pe20.0%
Pe30.0%
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 20 de 23
3.3 Evolución de la cota del lago de Bonete
Ilustración 3-3: caso sin CVaR
promHbonete
71
72
73
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75
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77
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1-20
16
m
Prom
Pe50.0%
Pe75.0%
Pe95.0%
Pe98.0%
Pe99.0%
Pe100.0%
Ilustración 3-4: caso con CVaR
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 21 de 23
3.4 Balance energético y costos
Tabla 3-1: caso sin CVaR
BALANCE ENERGÉTICO Y COSTOS
SimSEE PAM oct 2015-
marzo 2016
semana 40 de 2015 a 13 de 2016
GENERACIÓN (GWh) SimSEE COSTO (MUS$) SimSEE
Terra 503 Batlle 5ª Unidad 0.0
Baygorria 317 Batlle 6ª Unidad 0.0
Palmar 989 Batlle Sala B 0.0
Rio Negro 1809 Motores FO 13.8
Salto Grande 2299 Térmico Fuel oil 13.8
Total Hidráulica 4108 Ciclo Combinado 0.0
Batlle 5ª Unidad 0 Térmico GN 0.0
Batlle 6ª Unidad 0 PTA GO 46.9
Batlle Sala B 0 CTR 2.1
Ciclo Combinado 0 APR 16.3
PTA TGE GO 304 Térmico gas oil 65.3
CTR 11 Total Térmico 79.1
APR 98 Salto Grande 23.0
Motores 132 Imp. Rivera 0.0
Total Térmica 545 Imp. Contingente Arg. 0.0
Imp. Rivera 0 Imp. Melo 0.6
Imp. Contingente Arg. 0 Eólica privados 131.5
Imp. Melo 2 GEN DIST (biomasa+fósil+MdP) 57.2
Eólica UTE 176 UPM 24.2
Eólica privados 1644 Solar 7.1
Eólica Total 1820 Excedentes -0.4
GEN DIST (biomasa+fósil+MdP) 636 Exportación Melo -1.6
UPM 167 Cargo Fijo 24.6
Solar 79 Total Intercambios -1.4
Excedentes -353 Total Autop + otros 88.6
Exportación Melo -24 FALLA 1 0.3
FALLA 1 1.2 FALLA 2 0.3
FALLA 2 0.6 FALLA 3 1.0
FALLA 3 0.4 FALLA 4 0.4
FALLA 4 0.1 TOTAL Falla 2.0
TOTAL Falla 2.3 Costo Operativo UTE 345.3
Demanda Total 6982 Costo Operativo País 322.3
Costo Total UTE 347.3
Costo Total País 324.3
Cota promedio final (m) 77.15
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 22 de 23
Tabla 3-2: caso con CVaR
SimSEE CVaRPAM oct 2015-
marzo 2016
semana 40 de 2015 a 13 de 2016
GENERACIÓN (GWh) SimSEE COSTO (MUS$) SimSEE
Terra 478 Batlle 5ª Unidad 0.0
Baygorria 287 Batlle 6ª Unidad 0.0
Palmar 904 Batlle Sala B 0.0
Rio Negro 1669 Motores FO 18.2
Salto Grande 2299 Térmico Fuel oil 18.2
Total Hidráulica 3968 Ciclo Combinado 0.0
Batlle 5ª Unidad 0 Térmico GN 0.0
Batlle 6ª Unidad 0 PTA GO 60.3
Batlle Sala B 0 CTR 0.7
Ciclo Combinado 0 APR 22.6
PTA TGE GO 391 Térmico gas oil 83.6
CTR 4 Total Térmico 101.8
APR 136 Salto Grande 23.0
Motores 175 Imp. Rivera 0.0
Total Térmica 705 Imp. Contingente Arg. 0.0
Imp. Rivera 0 Imp. Melo 0.0
Imp. Contingente Arg. 0 Eólica privados 131.5
Imp. Melo 0 GEN DIST (biomasa+fósil+MdP) 57.3
Eólica UTE 176 UPM 24.2
Eólica privados 1644 Solar 7.1
Eólica Total 1820 Excedentes -0.4
GEN DIST (biomasa+fósil+MdP) 636 Exportación Melo -1.3
UPM 167 Cargo Fijo 24.6
Solar 79 Total Intercambios -1.7
Excedentes -374 Total Autop + otros 88.6
Exportación Melo -19 FALLA 1 0.1
FALLA 1 0.3 FALLA 2 0.0
FALLA 2 0.0 FALLA 3 0.0
FALLA 3 0.0 FALLA 4 0.0
FALLA 4 0.0 TOTAL Falla 0.1
TOTAL Falla 0.3 Costo Operativo UTE 367.9
Demanda Total 6982 Costo Operativo País 344.9
Costo Total UTE 368.0
Costo Total País 345.0
Cota promedio final (m) 78.38
Nota: a los efectos de valorar la falla se tomaron los valores decretados por el P.E. (CTR+10% para el primer escalón, 600 U$S/MWh para el segundo, 2400 U$S/MWh para el tercero y 4000 U$S/MWh para el cuarto).
PROGRAMACIÓN ANUAL DE MANTENIMIENTO
PAM 2015-10-2 Página 23 de 23
ÍNDICE
1. RESUMEN EJECUTIVO. ......................................................................................... 2
2. HIPÓTESIS. ............................................................................................................. 3 2.1 Clima ............................................................................................................................................. 3 2.2 Demanda y Falla ........................................................................................................................... 4 2.3 Precio de los combustibles ........................................................................................................... 5 2.4 Intercambios ................................................................................................................................. 5 2.5 Excedentes ................................................................................................................................... 5 2.6 Parque generador nacional .......................................................................................................... 6 2.7 Modelo ........................................................................................................................................ 10
3. PAM OCTUBRE 2015 ............................................................................................ 11 3.1 Análisis de mantenimientos mayores de Trasmisión ................................................................. 17 3.2 Análisis de falla ........................................................................................................................... 18 3.3 Evolución de la cota del lago de Bonete .................................................................................... 20 3.4 Balance energético y costos ....................................................................................................... 21
