Rumbos tecnológicos
Universidad Tecnológica Nacional - Facultad Regional Avellaneda - Secretaría de Ciencia, Tecnología y Posgrado

ANÁLISIS DEL IMPACTO DEL REEMPLAZO DE EQUIPOS DE COCCIÓN Y CALEFACCIÓN DE GAS NATURAL POR ELECTRODOMÉSTICOS EN UNA RED DE POTENCIA ADAPTADA

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Rumbos Tecnológicos 13 •  Octubre 2021

Fecha de Recepción: 30 de mayo de 2021 • Fecha de Aceptación: 28 de agosto de 2021

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Autor:

Marcos Cea*
Ulises Manassero
Pablo Marelli
Diego López
Irene Steinmann

Centro de Investigación en Ingeniería Eléctrica y Sistemas Energéticos (CIESE), Universidad Tecnológica Nacional, Facultad Regional Santa Fe, Lavaisse 610, CP 3000, Santa Fe, Provincia de Santa Fe, Argentina.

*Autor a quien se debe dirigir la correspondencia: marcos.cea@live.com.ar

 

Roles autorales:
Conceptualización: Cea M., Manassero U.
Análisis formal: Cea M., Manassero U.
Investigación: Cea M.
Metodología: Cea M.
Administración del proyecto: Manassero U., Marelli P.
Recursos: López D., Steinmann I.
Software: Cea M.
Supervisión: Manassero U., Marelli P., López D., Steinmann I.
Validación: Cea M.
Visualización: Cea M.
Redacción – borrador original: Cea M.
Escritura – revisión y edición: Manassero U.

 

Resumen

En un estudio previo se analizó la posibilidad de reemplazar aquellos equipamientos de cocción y calefacción que utilizan gas natural por electrodomésticos en hogares con acceso a la red de gas natural, a fin de generar un stock excedente del recurso para poder utilizarlo en la generación de energía eléctrica. Los resultados evidenciaron que es practicable un escenario donde la conversión de usuarios convencionales a electrointensivos a nivel nacional ronde un 7% de los hogares, lo que implicaría un incremento de demanda de energía eléctrica para la red.
Es en este marco, que se debe verificar el impacto de la nueva demanda en los diferentes indicadores de operación, tanto en los niveles de transporte como en los de transmisión y subtransmisión. Para ello, se implementa una red adaptada representativa del Sistema Argentino de Interconexión, con la finalidad de determinar el impacto de la nueva demanda en indicadores de operación de la red.
Los resultados dejan entrever que técnicamente la red es capaz que soportar el incremento en la demanda de energía eléctrica, no detectándose variables de operación, por fuera de los niveles admisibles.

Palabras Claves: Usuario Electrointensivo, Red Adaptada, Cargabilidad, Niveles de Tensión

 

Abstract

En un estudio previo se analizó la posibilidad de reemplazar aquellos equipamientos de cocción y calefacción que utilizan gas natural por electrodomésticos en hogares con acceso a la red de gas natural, a fin de generar un stock excedente del recurso para poder utilizarlo en la generación de energía eléctrica. Los resultados evidenciaron que es practicable un escenario donde la conversión de usuarios convencionales a electrointensivos a nivel nacional ronde un 7% de los hogares, lo que implicaría un incremento de demanda de energía eléctrica para la red.
Es en este marco, que se debe verificar el impacto de la nueva demanda en los diferentes indicadores de operación, tanto en los niveles de transporte como en los de transmisión y subtransmisión. Para ello, se implementa una red adaptada representativa del Sistema Argentino de Interconexión, con la finalidad de determinar el impacto de la nueva demanda en indicadores de operación de la red.
Los resultados dejan entrever que técnicamente la red es capaz que soportar el incremento en la demanda de energía eléctrica, no detectándose variables de operación, por fuera de los niveles admisibles.

Palabras Claves: Usuario Electrointensivo, Red Adaptada, Cargabilidad, Niveles de Tensión

 

INTRODUCCIÓN
El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) es una red eléctrica conformada por tendidos de alta tensión que vincula las distintas regiones de Argentina. Técnicamente, recolecta y distribuye toda la energía que se genera en el país.
La Figura 1, según lo establecido por Pampa Energía (2020), se presenta la estructura del funcionamiento y los vínculos que existen entre todos los agentes que participan del sistema eléctrico nacional.

Figura 1. Estructura del Mercado Eléctrico Mayorista (Fuente: Pampa Energía, 2020)

Figura 1. Estructura del Mercado Eléctrico Mayorista (Fuente: Pampa Energía, 2020)

El sistema de generación, transporte y distribución de la energía eléctrica en Argentina, bajo las políticas fijadas por la Secretaría de Energía, se encuentra administrado y regulado por dos entidades:
• El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), organismo que controla que las empresas del sector eléctrico nacional cumplan con las obligaciones establecidas en el Marco Regulatorio y en los Contratos de Concesión, velando por el buen funcionamiento de las redes de distribución de transporte y generación.
• La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), empresa de gestión privada con propósito público, dónde el 80% de la misma es propiedad de los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM – siempre que se mencione al MEM, implícitamente también se hace referencia al Mercado Eléctrico Mayorista Sistema Patagónico), comprendido por Generadores, Transportistas, Distribuidores y Grandes Usuarios con una participación igualitaria de cada uno, y el 20% restante de la empresa, está en poder de la Secretaría de Energía de la Nación que asume la representación del interés general y de los usuarios cautivos.
Cómo antes se detalla, el SADI vincula todas las etapas involucradas en el ciclo del consumo de energía eléctrica, las cuáles pueden dividirse en cuatro etapas:
• Generación, sector muy fragmentado y compuesto por compañías privadas en su gran mayoría y algunas estatales.
• El transporte, que vincula el sector de generación con los distribuidores, y que desde 2012 la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión S.A. (Transener S.A), opera el 100% de las líneas de 500 [kV]. A su vez, existen empresas de transporte regional, a las que se denomina Empresas de Transporte por Distribución Troncal, tales como Transnoa S.A., Transnea S.A., Transpa S.A. y Distritocuyo S.A.(CAMMESA, 2021).
• La distribución, la realizan empresas provinciales, las cuáles poseen el monopolio del abastecimiento eléctrico a los usuarios finales dentro de la división territorial a la cuál pertenecen. Estas compañías alternan entre una mayoría de gestión privada y pública.
• La demanda, conformada por los usuarios finales de energía eléctrica, que según CAMMESA está compuesto por un gran abanico de perfiles de consumo, que va desde los Grandes Usuarios, con un una demanda mínima de 1 [MW] para los Grandes Usuario Mayores (GUMA) hasta los Grandes Usuarios Particulares (GUPA), con demandas entre 30 y 100 [kW], pasando por el consumo industrial y comercial, hasta llegar finalmente a los usuarios residenciales, puntos de consumo energético particular definidos por los hogares.

Según la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA, 2018), Argentina es un país fuertemente dependiente del uso de los hidrocarburos, basando gran parte de su matriz energética en la disponibilidad y utilización de los estos (ver Figura 2). A su vez, posee un pobre desarrollo y una débil implementación de medidas respecto de la inclusión de fuentes de energía alternativas y al consumo eficiente de sus recursos energéticos. Aunque en estos últimos años hubo grandes avances en esta área, existe todavía un largo recorrido por delante, sobre todo en comparación con países desarrollados, principales precursores en materia de eficiencia e independencia energética, lo que implica principalmente desplazar el consumo de combustibles fósiles y fomentar el uso de fuentes de energía alternativas y renovables.

Figura 2. Generación neta del MEM, total acumulado del 2018 (Fuente: CNEA, 2018. Elaboración propia).

Figura 2. Generación neta del MEM, total acumulado del 2018
(Fuente: CNEA, 2018. Elaboración propia).

Considerando esa dependencia que existe en Argentina respecto de los hidrocarburos y los escenarios propuestos a futuro sobre el uso de los recursos disponibles, sumado a que el país posee una matriz primaria muy arraigada al consumo del gas natural (GN) principalmente, el cual tiene una participación casi exclusiva en la generación termoeléctrica, pero que a veces necesita del apoyo de otros combustibles (como ser diesel oil, fuel oil y carbón) para atender la demanda del sistema.
En este contexto, en un estudio previo (Manassero, 2020), los autores plantean la posible readaptación de la utilización de los recursos energéticos, analizando la viabilidad del desplazamiento del uso de equipos que funcionan con GN en el sector residencial, para reemplazarlos por electrodomésticos y así plantear una matriz energética a futuro con usuarios electrointensivos, determinándose una distribución alternativa del GN en los diferentes sectores de consumo, cambiando el paradigma de su utilización, y de esa manera, aprovecharlo de manera óptima desde los aspectos técnicos y económicos.
Los resultados evidencian la imposibilidad de conversión a electrointensivos del 100% de los usuarios conectados a la red de GN. Por esta razón, se realizó un análisis de sensibilidad en busca de un caso de equilibrio, es decir, un escenario que sea técnicamente operativo, en dónde la generación y los hidrocarburos principalmente sean suficientes para abastecer la demanda durante el período de estudio, las fallas del sistema sean bajas y el Costo Marginal de Operación (CMO) resulte beneficioso para el usuario final. Esto arrojó que en el período 2019-2023, solo el 7% de los usuarios residenciales convencionales (URC) pueden hacer la transición a usuarios residenciales electrointensivos (URE), a su vez, mediante una redistribución del stock de GN se presenta el caso en el cual el valor del CMO electrointensivo resulta menor que el CMO base (escenario con usuarios convencionales) para todos los años del período de estudio, como consecuencia de la disminución del uso de combustibles líquidos y sólidos. Ello significa que la red admite la inserción de demanda electrointensiva hasta los límites definidos, teniendo un costo operativo de generación eléctrica menor que en el caso inicial, lo que potencialmente podría significar un menor precio de la energía para el usuario final.
Como complemento de un estudio realizado previamente por los autores (Manassero et al, 2020), en el presente trabajo se pretende analizar el impacto de la demanda adicional de usuario electrointensivos en el SADI. Para lo cual, se debe realizar la elección de los componentes eléctricos a utilizar en una red adaptada de acuerdo con un estudio estadístico de topología y equipamiento normalizado de los sistemas generación, transporte, transmisión, subtransmisión y distribución de energía existentes en el SADI. Seguidamente, se realiza el modelado eléctrico de la red adaptada propuesta en un software específico de sistemas de potencia y se simulan flujos de carga para casos de red normal y red con usuarios electrointensivos. Esto, con el objetivo de cuantificar pérdidas de energía en el transporte de la red adaptada, perfiles de tensión y cargabilidad de los elementos serie de la red, de forma tal de poder realizar un estudio comparativo entre casos con usuarios residenciales electrointensivos (URE) y con usuarios residenciales convencionales (URC).

DESARROLLO

Red de potencia adaptada
Argentina posee una extensión longitudinal de 3.779 [km], medidos en sentido Norte-Sury posee una superficie aproximada de casi 2.800.000 [km2], por lo que resulta evidente la gran extensión de la infraestructura que compone al SADI, que, en su concepción, tuvo el objetivo de vincular a todo el país en un sistema eléctrico común y único, ya que conecta físicamente puntos del país que se encuentran en lugares muy alejados entre sí.
Si bien existen puntos de generación y consumo de energía eléctrica distribuidos alrededor de todo el país, dan muestra de una disposición relativa irregular entre estos dos sectores, haciendo que existan regiones importadoras de energía, es decir, zonas en dónde se utiliza mucha más energía de la que se dispone por generación propia, cómo son las regiones de Buenos Aires (Capital y Provincia) y Litoral (Santa Fe y Entre Ríos), con una fuerte presencia de generación térmica. En contraste a estas áreas, se encuentran las regiones exportadoras de energía, como lo es el COMAHUE, zona que genera cuatro veces la energía que en esta se consume, con predominio de los aprovechamientos hidroeléctricos por la naturaleza de su topografía y superficie, lo que origina la necesidad de transportar la energía hacia los centros de consumo, que usualmente se encuentran a cientos de kilómetros del lugar en que se la obtiene (CNEA, 2017).
Esta dinámica desequilibrada entre los sectores de generación y demanda de energía, la que involucra cientos de centrales y la premisa de la vinculación eléctrica común y única que tuvo como objetivo la conformación del SADI y la gran extensión del territorio argentino, son factores que implican que el sistema de transporte y transmisión de energía que conectan los centros de generación con la demanda necesariamente tenga una estructura extremadamente compleja. En total, solo si se consideran las líneas de transporte que opera Transener en 500 y 220 [kV], existen casi 12.400 [km] de tendido eléctrico (Transener, 2021), una longitud más de tres veces mayor a la que hay entre los dos puntos extremos del país.
La Figura 3 muestra un diagrama del sistema de transporte de alta tensión (AT) nacional que opera Transener, en dónde se evidencia la gran magnitud que este posee debido justamente a las dimensiones propias del territorio nacional y que implica la conexión de las grandes distancias que existen entre los centros de generación y la demanda.

Figura 3. Sistema de transporte en alta tensión de Argentina operado por Transener (Fuente: Transener, 2021).

Figura 3. Sistema de transporte en alta tensión de Argentina operado por Transener
(Fuente: Transener, 2021).

Evidenciándose la gran complejidad que supone un hipotético análisis de la red eléctrica nacional en su totalidad, se plantea trabajar con una Red de Potencia Adaptada (RPA), la cual, según Vignolo (2004), se define como aquella red que tiene la misma topología y niveles de tensión que la red real pero donde la capacidad de los circuitos se encuentra optimizada en función a la sección de conductores y longitudes de referencia utilizadas en cada nivel de tensión.
La ventaja que presenta el estudio en una RPA es el hecho de que se elimina la gran complejidad del sistema, permitiendo centrar el análisis en una red única, que a su vez permite la extrapolación de los resultados hacia el total de la matriz debido a la representatividad del sistema eléctrico que esta posee.

Descripción de la red utilizada
La red elegida para el estudio de los escenarios con URC y URE, es un tramo del extenso y complejo tendido eléctrico que conforma el SADI. La Figura 4 muestra la traza aproximada de las líneas de transporte y transmisión de la RPA, que comienza su recorrido en extra alta tensión (EAT- 500 [kV]) en el nodo Rincón Santa María, en la localidad de Ituzaingó, al noreste de la provincia de Corrientes, culminando el recorrido en 500 [kV] en el nodo Romang, ubicado en el departamento San Javier, al centro-este de la provincia de Santa Fe, dónde se produce la transformación al nivel de tensión a 132 [kV], para culminar en el nodo San Javier, en el mismo departamento y provincia.

Figura 4. Red de potencia adaptada, trazado de las líneas de 500 y 132 [kV] (Fuente: CAMMESA, 2019. Elaboración propia).

Figura 4. Red de potencia adaptada, trazado de las líneas de 500 y 132 [kV]
(Fuente: CAMMESA, 2019. Elaboración propia).

La particularidad que presenta esta red es que, para los efectos del estudio, se considera una red de potencia infinita (RPI) cómo fuente de energía del sistema, dejando de lado a los posibles puntos reales de generación que tienen influencia sobre la zona del nodo inicial de la red (principalmente la central hidroeléctrica Yacyretá), cuestión que no goza de interés ni va a tener injerencia sobre el desarrollo y/o resultado del análisis.
La RPI definida, se ubica en el nodo Rincón Santa María, posee un nivel de tensión de 500 [kV] y una potencia simétrica de corto circuito de 12.883 [MVA], dato obtenido de la Guía de referencia 2018-2025 del Sistema de Transporte de Alta Tensión, publicado por Transener.
Al ser una red definida exclusivamente para el estudio de los casos con URE, resulta imperioso conocer las líneas que la conforman, como así también todos los elementos que intervienen en la misma. Las características de las líneas de transmisión, nodos y cargas que componen los diferentes niveles de la RPA utilizada, se presentan en la Tabla 1.

Tabla 1. Características y componentes de la RPA, para los niveles de tensión de 500 y 132 [kV].

El nodo San Javier representa una Estación transformadora (ET) con tensiones de servicio de 132/33/13,2 [kV]. Por un lado, en el nivel de 33 [kV] existen dos alimentadores, uno hacia el norte de San Javier, el cuál culmina en el nodo de la comuna Colonia Teresa, ubicado en el departamento San Javier del noreste de la provincia de Santa Fe; hacia el sur, la línea de 33 [kV] llega hasta el nodo de la ciudad de Helvecia, ubicada en el departamento Garay de la misma provincia, en dónde se producen rebajes de los niveles de tensión hasta llegar al consumo residencial.
En el nivel de 13,2 [kV] de la ET San Javier, se modelaron dos tipos de conductores característicos de una red de distribución primaria, por un lado, una Línea de Media Tensión (LMT), de 4 [km] de longitud la cuál converge en una subestación transformadora (SET) que alimenta usuarios residenciales en baja tensión, y por otro un Cable Subterráneo de Media Tensión (CMT), de 2,5 [km] de longitud con el mismo destino y uso que la LMT. La diferencia que radica entre estos dos conductores, son sus características constructivas y los parámetros eléctricos de los mismos, los cuales se describen en la Tabla 2. La razón del modelo descripto se debe a que ambas configuraciones de distribución en MT resultan de uso frecuente en el nivel de 13,2 [kV], lo que fundamenta entonces el empleo de los arreglos expuestos para la RPA.

Figura 5. Red de potencia adaptada, trazado aproximado de las LMT de 33 y 13,2 [kV] (Fuente: SADI 2020. Elaboración propia)

Figura 5. Red de potencia adaptada, trazado aproximado de las LMT de 33 y 13,2 [kV]
(Fuente: SADI 2020. Elaboración propia)

Al igual que para los niveles de tensión de 500 y 132 [kV], resulta necesario describir el trazado de la red de MT, sus conductores, nodos, cargas y elementos utilizados, los cuáles se presentan en forma resumida en la Tabla 2.

Tabla 2. Características y componentes de la RPA, para los niveles de tensión de 33 y 13,2 [kV].

En el nodo de la ciudad de Helvecia se ubican tres barras, en dónde la primera posee el transformador de rebaje de 33 a 13,2 [kV]; la segunda contiene una demanda en 13,2 [kV] y a través de una LMT de 4[km], se conecta con la tercera barra, en dónde se ubica otra demanda y el rebaje a baja tensión para los usuarios residenciales
Finalmente, para modelar la demanda en baja tensión, se consideraron 150 usuarios finales (50 por fase) en cada una de las tres salidas que hay en 0,4 [kV] (Helvecia, LMT y CMT).
A los fines prácticos, a cada demanda individual se le asignó una carga de 1,2 [kVA] con un factor de potencia de 0,85, agrupándose 100 usuarios en una demanda concentrada y los 50 restantes, se los simuló como edificaciones dispuestas de manera contigua en una manzana urbana, en donde las acometidas de viviendas vecinas tienen una separación 12 [m] entre sí y los usuarios están conectados al suministro eléctrico a través de un conductor preensamblado normalizado de sección 3x1x95+1×50 [mm2] Al/XLPE utilizado generalmente en las redes de distribución secundaria del país.
En la Figura 6, se presenta un esquema completo de la RPA desarrollada para el presente estudio, en la cual se pueden observar los diferentes niveles de tensión implementados.

Figura 6. Esquema de la red de potencia adaptada (Fuente: elaboración propia).

Figura 6. Esquema de la red de potencia adaptada (Fuente: elaboración propia).

Escenarios de estudio
Una vez definida y modelada la RPA, se procede a realizar sucesivos flujos de carga a fin de evaluar un escenario base, el que se corresponde con la inserción en la RPA de URC. Esto representa un punto de partida para poder realizar la comparación con aquellos escenarios en donde se produzca la incorporación en la RPA de URE. Se plantea la comparación de niveles de tensión y estados de carga del equipamiento serie de la RPA a fin de determinar la viabilidad del escenario con URE.
Las simulaciones se realizan para perfiles de demanda de verano e invierno, definidos con información obtenida de simulaciones de flujos de carga extraídos de la Guía de Referencia del Sistema Interconectado Provincial 2018-2022 de EPE-SF y la Guía de Referencia de CAMMESA del SADI 2018, siendo ambas de dominio público.
Particularmente, en este estudio del impacto de los nuevos URE ante los diferentes escenarios propuestos, se limitó a la evaluación del comportamiento de la RPA durante un período de 24 horas y para un escenario de consumo pico, representando esto un criterio conservador, ya que aquellos períodos donde la demanda del SADI sea menor deberían cumplimentar las exigencias de red impuestas por CAMMESA.

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Escenario Base
La Figura 7 se muestra el comportamiento de la demanda en la RPA para los perfiles de carga invierno y verano del escenario base correspondiente a la inserción de URC.
En este caso, para determinar las curvas de carga aplicables para los perfiles de inverno y verano, se utilizaron los datos de demanda de potencia extraídos del Informe Anual 2018 de CAMMESA.

Figura 7. Curva de carga diaria de la RPA según perfiles de demanda de invierno y verano para el escenario base con URC (Fuente: elaboración propia).

Figura 7. Curva de carga diaria de la RPA según perfiles de demanda de invierno y verano para el escenario base con URC (Fuente: elaboración propia).

Por inspección de la Figura 7, se advierte gran similitud entre la dinámica de consumo de los dos perfiles de estudio, aunque existen algunas discrepancias cómo ser el momento del día en el que se produce el pico de consumo, el cual se presenta entre las 15:00 y 16:00 [hs] en el caso verano, mientras que, para el invierno, se da entre las 20:00 y las 21:00 [hs]. En la Tabla 3 se presentan valores característicos de la red para los perfiles de carga definidos, los que describen parcialmente el comportamiento de la demanda de la red para ambos casos de estudio.
El parámetro factor de carga (Fc) definido en Tabla 3, es un coeficiente adimensional el cuál se define cómo el cociente entre la potencia media y la potencia de pico del sistema.

Tabal 3. Valores característicos de los perfiles de invierno y verano.

Para poder realizar un análisis completo sobre el impacto que van a tener los URE en la red eléctrica, es imprescindible conocer el estado base de los elementos que la componen para luego poder realizar una comparación y observar cómo afecta esta nueva demanda a la red, analizando si el cambio implica una desviación importante de los parámetros críticos de operación del sistema, o estos se mantienen dentro de valores aceptables.
En la Figura 8 y Figura 9 se muestran los valores de cargabilidad máxima de las líneas y transformadores de potencia que conforman la RPA en sus diferentes niveles de tensión para el escenario base.

Figura 8. Niveles de carga de líneas de extra alta, alta y media tensión para el escenario base (Fuente: elaboración propia).

Figura 8. Niveles de carga de líneas de extra alta, alta y media tensión para el escenario base
(Fuente: elaboración propia).

Figura 9. Niveles de cargabilidad de transformadores de potencia para el escenario base (Fuente: elaboración propia).

Figura 9. Niveles de cargabilidad de transformadores de potencia para el escenario base
(Fuente: elaboración propia).

De la observación de la Figura 6 se destaca que hay tres barras de 0,4 [kV] que alimentan 150 usuarios residenciales en baja tensión, en dónde 50 de estos usuarios se simulan cómo demandas individuales conectadas por un cable preensamblado. Los elementos denominados cómo línea BT (LBT) corresponden al conductor que vincula el nodo origen con el primer usuario conectado, es decir, que se corresponden con el tramo de conductor que lleva el total de la carga que luego van a ir absorbiendo las diferentes demandas.
Además, se incluyeron elementos nomenclados cómo “Lxx”, en dónde “xx” se corresponde con un número entero entre 1 y 150. Si se considera una enumeración consecutiva de los usuarios de los tres tendidos definidos, esto significa, por ejemplo, que la línea “L89” es la porción de conductor que alimenta al usuario n°39 del segundo tramo de 50 demandas definidas para las salidas de 0,4 [kV]. Siguiendo esta lógica, en dónde hay tres líneas que alimentan 50 usuarios cada una, la LBT–Helvecia alimenta los usuarios 1 al 50, la LBT – LMT alimenta a los usuarios 51 a 100 y la LBT – CMT alimenta a los usuarios 101 al 150, en la sección Distribución Secundaria – 0,4 [kV] de la Figura 8 se muestra la cargabilildad de las tres líneas en tres de sus puntos: inicial (LH, LMT y CMT), medio (L25, L75 y L125) y cola de línea (L50, L100 y L150).
La Tabla 4, la Figura 8 y Figura 9 muestran de manera general que la cargabilidad promedio del sistema, en ninguno de sus niveles de tensión, supera el 53% de su capacidad máxima. Al margen de que en el nivel de 33 [kV] el transformador N° 3 presente una carga cercana a su máxima capacidad, el bajo promedio general del estado de carga del sistema respecto de sus valores nominales muestra que, en una primera instancia, la red estaría en condiciones de albergar sin ninguna dificultad el incremento de demanda que implica la inclusión de los nuevos URE.

Tabla 4. Resumen cargabilidad de los elementos de la RPA para perfiles de invierno y verano.

Por otro lado, también resulta necesario analizar los valores de tensión que adquieren las barras a lo largo de la red adaptada, principalmente en los nodos de 500 y 132 [kV] porque se corresponden con niveles de tensión que están sujetos a rigurosas imposiciones por parte de CAMMESA, ya que un gran desequilibrio en estos puntos puede implicar serios problemas de operatividad en el resto del sistema eléctrico.
La Tabla 5 se presenta un resumen de los valores obtenidos para el análisis de perfiles de tensión en los nodos que integran la RPA.

Tabla 5. Resumen niveles de tensión en nodos de la RPA para perfiles de invierno y verano.

CAMMESA establece en el anexo 16 de Los Procedimientos (CAMMESA, 2011) que en la operación estática del sistema de transporte en EAT en 500 [kV], todos los nodos deben presentar un valor de tensión que se encuentre dentro del rango 0,97 a 1,03 por unidad (p.u.) respecto de la base de 500 [kV]. En línea con lo anterior, la misma reglamentación determina que para el nivel de 132 [kV], la tensión de operación de todas las barras debe estar entre el 0,95 y 1,05 [p.u]. respecto de la base. Del análisis de tensiones máximas y mínimas de la RPA que muestra la Tabla 5 y la Figura 10, se puede asegurar que, en principio, los nodos de transporte y transmisión poseen valores adecuados para una correcta operación del sistema. Se destaca que el valor máximo de tensión en 132 [kV], en el nodo Romang, está cerca de alcanzar el límite superior del rango de operación establecido por CAMMESA en sus procedimientos. Esto resulta una cuestión particular debido a que, en dicha barra, existe una inyección de potencia reactiva para equilibrar parcialmente los valores de tensión en 500 [kV] y 132 [kV], mientras que los otros nodos del mismo nivel de tensión poseen valores mucho más cercanos a 1,00 [p.u.].
Para el nivel de subtransmisión, ocurre algo similar en el nodo RAT_Helvecia, donde se vincula un transformador de potencia de 33/13,2 [kV] y además existe un juego de reguladores de tensión del lado de AT. Esto brinda la posibilidad de aumentar el margen de regulación de potencia reactiva del sistema para hacerle frente a las caídas de tensión que ocurren aguas abajo del equipo y así lograr que el conductor que alimenta a los usuarios residenciales mantenga un perfil de tensión adecuado en cola de línea.

Figura 10. Perfiles de tensión para los nodos de la RPA para escenarios de invierno y verano (Fuente: elaboración propia).

Figura 10. Perfiles de tensión para los nodos de la RPA para escenarios de invierno y verano
(Fuente: elaboración propia).

En la Figura 10, bajo el título de Distribución Secundaria – 0,4 [kV], se muestran nodos nomenclados con la letra N seguidos de un número entero que puede ir de 1 a 150. Teniendo en cuenta las consideraciones realizadas para la Figura 8, se puede deducir que dicho valor posterior a la letra N, indica un nodo sobre el que está conectado un usuario residencial, por ejemplo, el nodo N60 hace referencia al usuario n°10 alimentado desde la barra LMT en 0,4 [kV].

Escenario Electrointensivo
En la Figura 11 se presenta una comparación del comportamiento de la demanda ante el ingreso de URE a la RPA respecto del caso base (usuarios URC) para los dos escenarios de estudio (verano e invierno).
Del análisis de la Figura 11, se observa el diferente impacto sobre la RPA que tienen los dos comportamientos de consumo planteados, ya que en el perfil invierno se considera el uso de aires acondicionados de manera casi constante durante todo el día, lo que no ocurre para el caso verano. Este comportamiento diferente hace que el pico de demanda se acentúe para ambos casos, sobre todo en el perfil verano, aunque no se advierte un gran cambio en el horario en el que se produce dicho máximo, sino que se acentúan de manera más puntual en el tiempo.

Figura 11. Curva de carga diaria de la RPA según los perfiles de invierno y verano para escenarios con URE (Fuente: elaboración propia).

Figura 11. Curva de carga diaria de la RPA según los perfiles de invierno y verano para escenarios con URE (Fuente: elaboración propia).

En la Figura 12 y Figura 13 se presenta la comparación entre los parámetros característicos para ambos escenarios de estudios con la inserción en la RPA de URE.

Figura 12. Comparación valores característicos para el escenario de invierno (Fuente: elaboración propia).

Figura 12. Comparación valores característicos para el escenario de invierno
(Fuente: elaboración propia).

 

Figura 13. Comparación valores característicos para el escenario de verano (Fuente: elaboración propia).

Figura 13. Comparación valores característicos para el escenario de verano
(Fuente: elaboración propia).

Del análisis de la Figura 12, se desprende que la potencia media y las pérdidas de la red para perfil invierno, aumentan un 8,13% y 12,69% respectivamente en el escenario con la inserción de URE a la RPA respecto del caso base, mientras que para el caso verano (ver Figura 13), el aumento es de un 5,84% y 10,3% para cada parámetro, cuestión que se justifica en el hecho de que la diferencia principal entre los escenarios de invierno y verano, es que para la épocas del año donde se presentan las menores temperaturas, se plantea el uso de equipos de aire acondicionado para calefacción de ambientes.
Respecto al pico de demanda, y por la dinámica del comportamiento planteado para los URE, la tasa de variación de este parámetro es levemente mayor en el caso verano que para el invierno (ver Figura 13), y en ambos perfiles se registra en los mismos momentos del día que en el escenario base, con la particularidad que en el escenario electrointensivo, las demandas máximas se acentúan.
La variación del Fc en los escenarios con los URE merece una atención particular ya que a priori, el hecho de que este valor disminuya puede parecer beneficioso, pudiéndose interpretar que la red se descarga en un escenario de mayor demanda, lo cual resulta un absurdo, ya que para ambos escenarios analizados la variación de la demanda máxima resulta mayor que la demanda media, quedando demostrado entonces porque el Fc disminuye en el escenario electrointensivo en comparación con el escenario base. En este sentido, un alto Fc significa que el uso de energía es relativamente constante, mientras que, si el valor es bajo, significa que en determinados períodos se establece una alta demanda (se acentúa la diferencia entre el valor pico y el valor medio de la demanda), lo que coincide totalmente con los valores presentados en la Figura 12 y Figura 13 y si se analiza detenidamente la Figura 11, se puede inferir que el aumento de la demanda electrointensiva se da puntualmente en ciertos momentos del día para el perfil verano, coincidiendo con el uso de electrodomésticos que se utilizan en actividades puntuales durante el día como la cocción de alimentos, aseo personal, el lavado de vajilla, entre otros (uso de cocina, horno y calefón eléctricos), mientras que en el perfil de invierno, el incremento energético no es tan variable a lo largo del día, debido al uso casi constante de los equipos de aire acondicionado para calefacción.
La Figura 14 y Figura 15 se muestra la cargabilidad máxima de líneas y transformadores respectivamente de la RPA para el escenario electrointensivo y su comparación frente al escenario base, ambos para el período estival, dado que el estado de carga de la red es el mayor.

Figura 14. Cargabilidad máxima de líneas de la RPA según perfiles de verano para el escenario electrointensivo y comparación con escenario base (Fuente: elaboración propia).

Figura 14. Cargabilidad máxima de líneas de la RPA según perfiles de verano para el escenario electrointensivo y comparación con escenario base (Fuente: elaboración propia).

 

Figura 15. Cargabilidad máxima de transformadores de la RPA según perfiles verano para el escenario electrointensivo y comparación con escenario base (Fuente: elaboración propia).

Figura 15. Cargabilidad máxima de transformadores de la RPA según perfiles verano para el escenario electrointensivo y comparación con escenario base (Fuente: elaboración propia).

Del análisis de la Figura 14 y Figura 15, se puede apreciar que existe un incremento global de la carga del sistema en el escenario electrointensivo respecto del base. Particularmente, el mayor aumento se registra en los transformadores y en el primer tramo de cada una las líneas y cables de la red, coincidente con la parte del conductor por la que circula siempre la carga máxima del circuito, que luego se va repartiendo hacia las demandas que estén conectadas al mismo, descargando consecuentemente al conductor.
La Tabla 6 muestra un resumen de los parámetros de cargabilidad de la RPA en el escenario electrointensivo para ambos perfiles de demanda y la comparación con el escenario base, por simplicidad en la presentación de los datos solo se muestra la cargabilidad máxima.

Tabla 6. Resumen de la cargabilidad de los elementos de la RPA según perfiles de inverno y verano para el escenario electrointensivo y comparación con escenario base.

El estudio muestra que, en promedio, la cargabilidad de los elementos de la red en un escenario con ingreso de usuarios electrointensivos, según el caso planteado, no aumentaría más de un 8%, indistintamente del perfil de demanda. Además, se observa que la cargabilidad promedio de los equipos en todos los niveles de tensión, no excede el 57% para ambos perfiles de estudio, como se puede observar en la Figura 16.

Figura 16. Carga máxima de los escenarios base y electrointensivos para los perfiles de invierno y verano (Fuente: elaboración propia).

Figura 16. Carga máxima de los escenarios base y electrointensivos para los perfiles de invierno y verano (Fuente: elaboración propia).

Inclusive, si se considera el parámetro de cargabilidad máxima, que hace referencia al elemento que en cada nivel de tensión está sometido a la mayor exigencia, la red estaría trabajando con una carga máxima que varía entre un 60 y 70% de la nominal de sus componentes, lo que significa que el aumento de cargabilidad de la red a causa del ingreso de URE, no tendría efectos perjudiciales sobre la misma e inclusive podría soportar esa potencia adicional sin ningún inconveniente operativo.
Existe una particularidad al analizar el transformador N° 3, que se ubica en Helvecia y que se utiliza como punto de alimentación del nodo de la red de 13,2 [kV] de la ciudad homónima, el cuál aún en el escenario base se encuentra en un régimen de trabajo cercano a su potencia nominal, valor que aumenta a casi un 15% de sobrecarga para el escenario de verano. Si bien un transformador puede trabajar con sobrecargas y en principio esto no sería un problema de operatividad para la red, si se somete a la máquina a este régimen de trabajo por un período de tiempo prolongado, su vida útil se vería seriamente disminuida. Cómo opción, se pueden plantear varias alternativas cómo ser un estudio sobre la viabilidad de la instalación de otro transformador similar para que trabajen en paralelo o su reemplazo por uno de mayor potencia, análisis que excede los alcances del presente estudio.
Por otro lado, en la Tabla 7 se presentan los valores de tensiones máximas en los nodos de la RPA para los perfiles invierno y verano para el escenario electrointensivo, y la comparación de dicho parámetros con el escenario base.

Tabla 7. Resumen de los parámetros de tensión de la RPA y comparación con el caso base.

Como se puede observar en Figura 17, para ambos perfiles de carga, el ingreso de los URE, no produce caidas de tensión por fuera de los límites impuesto por CAMMESA en ninguno de los nodos, por lo que se puede concluir que la red podría trabajar sin problemas de estabilidad en condiciones de un escenario electrointensivo cómo el propuesto. Por otro lado, se puede observar en Tabla 7 que en el escenario electrointensivo, y para casi todos los niveles de tensión, con excepcion de 0,4 [kV], las tensiones nodales en promedio no se desvían más de un 2,5% de su valor nominal, lo que da cuenta de la correcta operatividad del sistema en este escenario para ambos perfiles de estudio.
Una observación importante sobre el análisis de los valores que muestra la Tabla 7, es que el valor mínimo de tensión registrado en 500 [kV] para el perfil de verano, se encuentra muy cercano al límite inferior dispuesto por reglamentación para la operación estática del sistema. Cómo fue señalado, esta condición se da para el perfil verano, el cuál es más exigente en lo que respecta a incorporación de URE al sistema, por lo que se puede concluir que la inserción de demanda electrointensiva según el perfil de verano, potencialmente podría llegar a originar algún tipo de problema operativo en la red, cuestión que con seguridad no ocurriría si el nivel de inserción de usuarios electrointensivos a la red, se realiza en función de las condiciones que impone el perfil de invierno.

Figura 17. Perfiles de tensión para los diferentes nodos de la RPA según escenarios de inverno y verano con incorporación de URE y comparación con escenario base (Fuente: elaboración propia).

Figura 17. Perfiles de tensión para los diferentes nodos de la RPA según escenarios de inverno y verano con incorporación de URE y comparación con escenario base (Fuente: elaboración propia).

La Figura 18 muestra los valores máximos (gráfica superior), mínimos (gráfica inferior) y límites de operación (líneas de trazos) de los perfiles de tensión en nodos de la RPA en un escenario electrointensivo en comparación con el base.

Figura 18. Tensiones máximas y mínimas de los nodos de la RPA para los escenarios de invierno y verano con incorporación de URE y comparación con el escenario base (Fuente: elaboración propia)

Figura 18. Tensiones máximas y mínimas de los nodos de la RPA para los escenarios de invierno y verano con incorporación de URE y comparación con el escenario base (Fuente: elaboración propia)

CONCLUSIONES
El estudio sobre la RPA arroja que las tensiones en los nodos críticos de la red -500 y 132 [kV]-, aún con el ingreso de los usuarios residenciales electrointensvos y para un escenario de pico de demanda, se mantienen dentro de los rangos estipulados por CAMMESA en sus procedimientos para la operación estática del SADI. Por otro lado, la red exhibe capacidad para transmitir y distribuir los excedentes de energía impuestos por la inserción de los nuevos URE en el subsistema bajo análisis, demostrándose en líneas generales que el estado de carga medio del sistema rondaría el 60% en el escenario electrointensivo.
Finalmente, se concluye, que la metodología de análisis de la red mediante el modelado de un equivalente adaptado de la misma permite simplificar redes muy complejas, como el SADI, facilitando el análisis de cambios importantes en la operación de la misma, como ser, en este caso, la incorporación de usuarios electrointesivos en grandes cantidades en el sistema de potencia.

REFERENCIAS
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