programación anual de mantenimiento · 2013-10-14 · esto limita el suministro a ute de gas oil a...

ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

Programa Anual de Mantenimiento Abril 2013 – Setiembre 2013 Página 1 de 34

Programación Anual de Mantenimiento

Abril 2013 – Setiembre 2013

CONTROL DE VERSIONES

Fecha Versión Comentarios

30/4/2013 1

Versión preliminar

10/05/2013 2 Versión aprobada



1. Resumen ejecutivo.

Las previsiones asociadas al fenómeno ENSO indican que se esperan condiciones medias para el período en estudio. Sin embargo en el período en estudio existen mantenimientos de larga duración sobre unidades grandes, están previstos o a estudio ingresos de nuevos generadores con fechas aun no confirmadas (Montes del Plata, instalación de generación eólica) y continúa dificil la situación en Argentina, lo que ha llevado a no modelar importación con ese origen. 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 dia de hoy.

Las limitaciones en el suministro de gas oil, mencionadas en el punto 2, actúan aun con el parque generador a gas oil que existe hoy en el país, particularmente de ocurrir aportes inferiores a alguna de las 5 crónicas mas secas de la serie (ver gráficos 8 y 9).

De los gráficos de excedencia de falla se concluye que los mantenimientos mayores fueron ubicados de un modo aceptable para el sistema desde un punto de vista probabilístico. Sin embargo, el impacto de los trabajos sobre la red de transmisión que indisponen toda la generación instalada en Punta del Tigre por período de unos 5 días al inicio del invierno y de la primavera es significativo.

Si bien SimSEE realiza una operación ligeramente mas cara y logra reducir el despacho de falla, los resultados obtenidos con edf y SimSEE son similares, llevando a las mismas conclusiones.

En virtud de las consideraciones anteriores se recomienda:

aceptar las solicitudes de mantenimiento recibidas.

que los agentes generadores presten especial atención al cumplimiento de los cronogramas propuestos.

extremar los esfuerzos tendientes a disminuir la duración de las indisponibilidades y sobre todo flexibilizar las fechas de realización de los trabajos sobre la red de transmisión por el cambio de conexión de la Central Punta del Tigre a la nueva estación Brujas 500kV a fin de poder aprovechar mejoras ocasionales en los aportes a las centrales hidráulicas así como informar los cambios que puedan surgir con la mayor antelación posible.

extremar los esfuerzos en la coordinación a realizar con ANCAP a los efectos de asegurar la máxima disponibilidad posible de gas oil hasta tanto no se levanten las limitaciones mencionadas.

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.



2. Hipótesis.

Las hipótesis utilizadas corresponden a las consideradas en la re-programación estacional realizada en Febrero 2013, salvo los ajustes que se indican a continuación.

Sobre las solicitudes recibidas y la evolución prevista de las indisponibilidades en curso se destaca:

CB5: El lavado químico se realizaría en Abril de 2013.

CB6: Se estima como fecha de inicio del mantenimiento mayor de 6 meses de duración octubre de 2013.

Baygorria: Se representa el mantenimiento de 90 días de la unidad 1 entre el 15 de Octubre y el 27 de Diciembre de 2013. Este mantenimiento corresponde a la reparación total del rotor de la misma que fue dañado en 2012.

La unidad 6 de PTA se encuentra indisponible forzada. Se estima indisponible hasta la semana 22.

Cambio de conexión de la Central Punta del Tigre a la nueva estación Brujas 500kV.

Las limitaciones informadas por ANCAP en el suministro de gas oil tienen distinto origen:

por un lado está la logística portuaria que requiere la concreción del proyecto Dolphins prevista para mediados de 2014. Esto limita el suministro a UTE de Gas Oil a 90.000 m

3/mes

en régimen permanente (en las condiciones normales de la operativa en el muelle y del mercado internacional de derivados), existiendo casos puntuales de 120.000 m

3/mes de

suministro en el pasado (en condiciones favorables y tomando medidas apropiadas con 2 meses de anticipación a fin de atender los requerimientos del mercado internacional de derivados).

por otro lado están las limitaciones en el bombeo Teja-Tablada y la capacidad de almacenamiento para lo cual ya están en curso las obras de 2 tanques adicionales de 25.000m

3 (en Tablada y en Punta del Tigre) y está abierta la licitación para un nuevo

poliducto Teja-Tablada (finalización prevista para principios de 2014). Esto limita el flujo diario de suministro en régimen permanente a unos 3000 m

3/dia a 3300 m

3/dia pudiendo atenderse

por períodos no mayores a 15 días unos 4000 a 4100 m3/diarios máximo. Nuevamente,

cuando se habla de régimen permanente se suponen condiciones normales en el desempeño de las instalaciones.

Las limitaciones mencionadas actúan aun con el parque generador a gas oil que existe hoy en el país de ocurrir las crónicas mas secas de la serie (ver gráficos 8 y 9). Sin embargo, dada la actual situación hidrológica y que las proyecciones climáticas indican que se espera un régimen normal para el invierno, no es de esperar que estas restricciones limiten el despacho de las unidades en forma significativa si se mantienen elevados los stocks de gas oil en el país.



2.1 Precio de los combustibles

Se considera el WTI a 95 U$S/bbl y los siguientes valores para los derivados:

Precio de combustible derivado

(WTI / BRENT (USD/barril)

Fuel Oil (USD/Ton)

Gas Oil (USD/m3)

Fuel Oil Motores (USD/Ton)

Densidad de FO y FOM 1.03 Kg/l

1 Barril=158.9872949 litros

737

95 / 114677

900

Tabla 1

Valores a ingresar en el modelo, WTI 95 U$S/bbl

UnidadPotencia pleno

PCN (MW)PminTH (MW)

Consumo

específico

carga pleno

gr/kWh

Consumo

específico

carga mínima

gr/kWh

Variable no

combustible

(U$S/MWh)

Variable

Total pleno

U$S/MWh

Variable

Total mínimo

U$S/MWh

C. Batlle Motores 10.0 1.0 224.62 224.62 12.20 177.7 177.7

C. Batlle Sala B 50.0 20.0 359.56 471.50 10.74 254.2 329.9

C. Batlle Unidad 5 77.0 20.0 283.84 346.90 13.51 205.7 248.4

C. Batlle Unidad 6 113.0 30.0 289.68 374.90 12.09 208.2 265.9

PTA 48.0 15.0 224.64 348.19 8.71 248.0 379.6

CTR 104.0 20.0 285.75 585.79 4.22 308.6 628.1

TGAA 20.0 10.0 375.43 469.29 3.70 403.6 503.5

PTB - ciclo combinado 170.0 30.0 241.10 241.10 3.50 260.3 260.3

APR 22.0 0.25 238.90 5434.98 10.00 264.4 5798.7

Motores MVA, MVB 50.0 1.0 250.00 250.00 12.50 278.8 278.8

2.2 Importación

Para el año 2013 se supondrá sin respaldo de importación de Argentina.

Alcanzado el invierno de 2014 (semana 18) y en adelante se supondrá: (estimando que a partir de esa fecha la situación en Argentina haya mejorado y además existiría alguna disponibilidad a través de la conversora de Melo desde Brasil):

200MW con 65% de disponibilidad (semanas 1 a 17 y 41 a 52).

se retoma el modelado de 140MW con 50% de disponibilidad entre las semanas 18 y 40.

Con respecto a la importación de Brasil por Rivera, se supondrá disponible una potencia de 70MW sólo en horas de valle con 90% de disponibilidad a un precio de PTA más 10% fuera del invierno (semanas 1 a 17 y 41 a 52).

2.3 Parque generador nacional

La representación corresponde a la potencia que efectivamente las unidades entregan al sistema de trasmisión descontando los consumos propios.

Se considera la planta de ciclo combinado a instalar en Punta del Tigre según reprogramación estacional de febrero de 2013 (en la semana 36 de 2014 se espera la entrada en servicio de la primera turbina, quedando para la semana 44 de 2014 el ingreso al sistema de la segunda turbina y la combinación del ciclo -incrementándose la potencia a 500



MW, con un rendimiento a plena carga de 52.5%, una disponibilidad del 90% y una vida útil de 20 años, costos operación y mantenimiento aproximadamente 5 USD/MWh- se prevé en la semana 16 de 2016).

Factor de respuesta unidades térmicas de UTE, período Setiembre 2012 – Marzo 2013:

Gráfico 1

67.0

%

74.7

%

92.0

%

82.9

%

0.0

%

73.6

%

56.9

%

73.6

%

70%

70%

60%

85%

50%

80%

80%

76%

57%

48.4

%

17.4

%

56.9

%

0.0

%

29.7

%

10.4

%

31.4

%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

5TA 6TA SB M.C.B. TGAA PTI CTR TER

FR

Disponibilidad

fortuita en modelo

CONVOCATORIA

Los valores de disponibilidad que se grafican como usados en el modelo son los actuales, previos a la realización de los mantenimientos mayores. Una vez cumplidos los mismos se prevé una mejora en el desempeño de las unidades que se representa en el modelo como un aumento en la disponibilidad fortuita. Los valores de CTR se ven afectados por una reparación sobre CTR2 que se representó indisponiendo la unidad en el modelo por lo que y como la central tuvo baja convocatoria en el período se considera que el valor de 80% sigue siendo una aproximación util. En cuanto a la Sala B, en el registro no se tuvo en cuenta el anticipo necesario para poder convocar la Central (entre 15 y 20 días).



La generación distribuida fue representada mediante una potencia equivalente, 100% de disponibilidad y costo nulo. 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.

A continuación se presenta el detalle usado en el escenario de referencia.

BIOMASA:

NUMERACIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 26

NOMBRE

Las Rosas LiderdatERT

(Fenirol)Bioener Alur Wayerhaeuser Galofer Ponlar

200 MW

Biomasa

: Montes

del Plata

200 MW

Biomasa

: 1ra

etapa

UPM

AÑO DE INICIO2004 2010 2009 2010 2010 2010 2010 2012 2013 2014

SEMANA DE INICIO 48 28 48 15 45 9 35 13 32 1

POTENCIA DISPONIBLE MW 1.0 4.9 8.8 11.5 5.0 5.0 12.5 7.0 60.0 40.00 30.00

FACTOR DE UTILIZACIÓN 15% 70% 70% 70% 70% 70% 70% 70% 100% 70% 95%

AÑO COMIENZO 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2014 2012

SEMANA COMIENZO 1 1 1 1 18 1 1 13 32 1 36

AÑO FIN 2012 2012 2012 2012 2015 2012 2012 2012 2013 2014 2012

SEMANA FIN 52 52 52 52 52 52 52 52 35 52 52

POTENCIA DISPONIBLE 1.0 4.85 8.8 11.5 5.0 5 12.5 7 45 40 10FACTOR DE UTILIZACIÓN 5.00% 40% 50% 50% 40% 50% 70% 20% 100% 50% 100%

CA

RA

CT

ER

IZ

AC

IÓN

RA

NG

O 1



EOLICA:

NUMERACIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 26

NOMBRE



200 MW

Biomasa

: Montes

del Plata

200 MW

Biomasa

: 1ra

etapa

UPM

AÑO DE INICIO2004 2010 2009 2010 2010 2010 2010 2012 2013 2014

SEMANA DE INICIO 48 28 48 15 45 9 35 13 32 1



AÑO COMIENZO 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2014 2012

SEMANA COMIENZO 1 1 1 1 18 1 1 13 32 1 36

AÑO FIN 2012 2012 2012 2012 2015 2012 2012 2012 2013 2014 2012

SEMANA FIN 52 52 52 52 52 52 52 52 35 52 52


CA

RA

CT

ER

IZ

AC

IÓN

RA

NG

O 1

Agroland

Nuevo

Manantial

1

Caracoles

1

Nuevo

Manantial

2

KentiluxCaracoles

2

Libertador 2

(Ex Amplin 2)

Libertador 3

(Ex Amplin 3)

Luz de

Mar

Luz de Loma

(ex Fortuny)

Kentilux

Ampliación

Nuevo

Manantial

3

Fingano Jistok PalmatirLuz de

RíoGemsa

Agua

LeguasPolesine Estrellada

Molino de

RosasAstidey R del Sur Libertador 4

Vientos

de

Pastorale

Grupo

Cobra

Uruguay

Vengano

UTE-

Electrobras -

Rosendo

Mendoza

UTE

Leasing 1

- Juan

Pablo

Terra

UTE

Leasing 2

- Paloma

Salto

2008 2010 2009 2009 2011 2010 2015 2015 2014 2014 2012 2014 2015 2015 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2014 2015 2016 2015 2015 2014 2014 2015

18 36 6 48 14 25 14 14 10 10 49 23 14 14 10 14 23 30 23 10 45 36 12 32 1 23 27 26 36 12

0.3 9.0 10.0 4.0 10.0 10.0 7.5 7.5 18.0 20.0 7.20 5.00 50.0 50.00 50.00 50.00 42.00 100.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 49.20 48.60 40.00 65.00 67.50 100.00

20% 15% 40% 18% 35% 40% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35%

2012 2012 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015

1 14 10 10 10 14 23 30 23 12 26 36 12

2012 2012 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015

52 14 26 26 25 30 36 52 41 23 52 12 40

0.3 8 9 10 25 25 21 50 25 25 32.5 33.75 50

10% 40% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35%

NUMERACIÓN 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 26

NOMBRE



200 MW

Biomasa

: Montes

del Plata

200 MW

Biomasa

: 1ra

etapa

UPM

AÑO DE INICIO2004 2010 2009 2010 2010 2010 2010 2012 2013 2014

SEMANA DE INICIO 48 28 48 15 45 9 35 13 32 1



AÑO COMIENZO 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2014 2012

SEMANA COMIENZO 1 1 1 1 18 1 1 13 32 1 36

AÑO FIN 2012 2012 2012 2012 2015 2012 2012 2012 2013 2014 2012

SEMANA FIN 52 52 52 52 52 52 52 52 35 52 52


CA

RA

CT

ER

IZ

AC

IÓN

RA

NG

O 1

Agroland

Nuevo

Manantial

1

Caracoles

1

Nuevo

Manantial

2

KentiluxCaracoles

2

Libertador 2

(Ex Amplin 2)

Libertador 3

(Ex Amplin 3)

Luz de

Mar

Luz de Loma

(ex Fortuny)

Kentilux

Ampliación

Nuevo

Manantial

3

Fingano Jistok PalmatirLuz de

RíoGemsa

Agua

LeguasPolesine Estrellada

Molino de

RosasAstidey R del Sur Libertador 4

Vientos

de

Pastorale

Grupo

Cobra

Uruguay

Vengano

UTE-

Electrobras -

Rosendo

Mendoza

UTE

Leasing 1

- Juan

Pablo

Terra

UTE

Leasing 2

- Paloma

Salto

2008 2010 2009 2009 2011 2010 2015 2015 2014 2014 2012 2014 2015 2015 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2014 2015 2016 2015 2015 2014 2014 2015

18 36 6 48 14 25 14 14 10 10 49 23 14 14 10 14 23 30 23 10 45 36 12 32 1 23 27 26 36 12

0.3 9.0 10.0 4.0 10.0 10.0 7.5 7.5 18.0 20.0 7.20 5.00 50.0 50.00 50.00 50.00 42.00 100.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 49.20 48.60 40.00 65.00 67.50 100.00

20% 15% 40% 18% 35% 40% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35%

2012 2012 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015

1 14 10 10 10 14 23 30 23 12 26 36 12

2012 2012 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015

52 14 26 26 25 30 36 52 41 23 52 12 40

0.3 8 9 10 25 25 21 50 25 25 32.5 33.75 50

10% 40% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35%



Las fechas corresponden al ajuste realizado en febrero de 2013 en base a datos recibidlos de la DNE y en consulta con generación de UTE.Se representa en el primer cuadro de cada planilla la potencia disponible y el factor de utilización que se tendría en el largo plazo. Para representar el ingreso paulatino de potencia a medida que avanzan las obras o para representar mejor el factor de utilización en el corto plazo se indican en el segundo cuadro las potencias y el factor de utilización para las fechas más cercanas.



FOSIL:

NOMBRE

UTE

Diesel

Zendaleathe

r

AÑO DE INICIO2005 2008

SEMANA DE INICIO 1 6

POTENCIA DISPONIBLE MW 6.0 3.20

FACTOR DE UTILIZACIÓN 2% 25%

Los factores de utilización utilizados para representar la potencia equivalente de los generadores distribuidos fueron los siguientes:

Generador F.U. en el primer

año simulado

F.U. en el

largo plazo

Las Rosas 5% 15%

Liderdat 40% 70%

ERT (Fenirol) 50% 70%

Bioener 50% 70%

Alur 40% 70%

Wayerhaeuser 50% 70%

Galofer 70% 70%

Ponlar 20% 70%

Montes del Plata (60 MW netos a partir de 2013 ) 100% 100%

200 MW Biomasa: 1ra etapa 50% 70%

200 MW Biomasa: 2da etapa 50% 70%

UPM (30 MW) 95% 95%

Agroland 10% 20%

Nuevo Manantial 1 15% 15%

Caracoles 1 40% 40%

Nuevo Manantial 2 18% 18%

Llamado 150 MW (Eólica I) 35% 35%

Caracoles 2 40% 40%

Amplin 2 35% 35%

Amplin 3 35% 35%

Kentilux 35% 35%

Luz de Mar 35% 35%

Luz de Loma (antes Fortuny) 35% 35%

Llamado 150 MW eólica Ampliación (Eólica 2) 35% 35%

Lllamado 400 MW (Eólica 2.5) 35% 35%

Kentilux Ampliación 35% 35%

UTE Diesel 2% 2%

Zendaleather 25% 25%

FOTOVOLTAICA:

Se espera la instalación de plantas según el siguiente cronograma:

1 MW julio de 2014

5 MW setiembre de 2014

30 MW marzo de 2015



3. PAM abril 2013

Sigue un diagrama con el cronograma propuesto para los mantenimientos de las unidades térmicas de UTE en el período abril 2013 a diciembre 2015 2013.

Gráfico 2

30

-Ma

r

06

-Ap

r

13

-Ap

r

20

-Ap

r

27

-Ap

r

04

-Ma

y

11

-Ma

y

18

-Ma

y

25

-Ma

y

01

-Ju

n

08

-Ju

n

15

-Ju

n

22

-Ju

n

29

-Ju

n

06

-Ju

l

13

-Ju

l

20

-Ju

l

27

-Ju

l

03

-Au

g

10

-Au

g

17

-Au

g

24

-Au

g

31

-Au

g

07

-Se

p

14

-Se

p

21

-Se

p

28

-Se

p

05

-Oc

t

12

-Oc

t

19

-Oc

t

26

-Oc

t

02

-No

v

09

-No

v

16

-No

v

23

-No

v

30

-No

v

07

-De

c

14

-De

c

21

-De

c

28

-De

c

14

15

16

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

44

45

46

47

48

49

50

51

52

53

CBSB

CBU5 x x x

CBU6 x x x x x x x x x x x x x x x x

CBM 1 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1

CTR1

CTR2 x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

PTA1 x x x

PTA2 x x xPTA3 x xPTA4 x x x

PTA5 x x x

PTA6 x x x x x x x x x x

TGAA 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

PROPUESTA DE MANTENIMIENTOS DE GENERADORES TÉRMICOS DEL S.I.N. AÑO 2013



04

-Ja

n

11

-Ja

n

18

-Ja

n

25

-Ja

n

01

-Fe

b

08

-Fe

b

15

-Fe

b

22

-Fe

b

01

-Ma

r

08

-Ma

r

15

-Ma

r

22

-Ma

r

29

-Ma

r

05

-Ap

r

12

-Ap

r

19

-Ap

r

26

-Ap

r

03

-Ma

y

10

-Ma

y

17

-Ma

y

24

-Ma

y

31

-Ma

y

07

-Ju

n

14

-Ju

n

21

-Ju

n

28

-Ju

n

05

-Ju

l

12

-Ju

l

19

-Ju

l

26

-Ju

l

02

-Au

g

09

-Au

g

16

-Au

g

23

-Au

g

30

-Au

g

06

-Se

p

13

-Se

p

20

-Se

p

27

-Se

p

04

-Oc

t

11

-Oc

t

18

-Oc

t

25

-Oc

t

01

-No

v

08

-No

v

15

-No

v

22

-No

v

29

-No

v

06

-De

c

13

-De

c

20

-De

c

27

-De

c

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

11

12

13

14

15

16

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

44

45

46

47

48

49

50

51

52

CBSB x x x x

CBU5 x x x x x x x x x

CBU6 x x x x x x x x x x

CBM 1 1 1 1 1 1

CTR1 x x x x x x x x x x x x x x

CTR2 x x

PTA1 x x

PTA2 x

PTA3 x x x

PTA4

PTA5

PTA6

TGAA x x




03

-Ja

n

10

-Ja

n

17

-Ja

n

24

-Ja

n

31

-Ja

n

07

-Fe

b

14

-Fe

b

21

-Fe

b

28

-Fe

b

07

-Ma

r

14

-Ma

r

21

-Ma

r

28

-Ma

r

04

-Ap

r

11

-Ap

r

18

-Ap

r

25

-Ap

r

02

-Ma

y

09

-Ma

y

16

-Ma

y

23

-Ma

y

30

-Ma

y

06

-Ju

n

13

-Ju

n

20

-Ju

n

27

-Ju

n

04

-Ju

l

11

-Ju

l

18

-Ju

l

25

-Ju

l

01

-Au

g

08

-Au

g

15

-Au

g

22

-Au

g

29

-Au

g

05

-Se

p

12

-Se

p

19

-Se

p

26

-Se

p

03

-Oct

10

-Oct

17

-Oct

24

-Oct

31

-Oct

07

-No

v

14

-No

v

21

-No

v

28

-No

v

05

-De

c

12

-De

c

19

-De

c

26

-De

c

02

-Ja

n

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

11

12

13

14

15

16

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

44

45

46

47

48

49

50

51

52

53

CBSB

CBU5 x x x x

CBU6 x x x x

CBM 1 1 1 1 1 1

CTR1 x x

CTR2 x x x

PTA1 x

PTA2 x

PTA3 x

PTA4 x

PTA5 x x

PTA6 x

TGAA x x x


Comentarios:

El color rojo indica la ventana posible de mantenimientos y la “X” indica donde se elige el mantenimiento y su extensión.

Para los motores de Central Batlle se indica la cantidad de unidades indisponibles por semana.

El color negro indica unidad indisponible forzada (por indisponibilidad fortuita o extensión de trabajos programados más allá de lo previsto).

Los trabajos previstos sobre las unidades hidráulicas, salvo la reparación de 90 días sobre la unidad 1 de Baygorria, no tendrán impacto significativo sobre el sistema debido a su duración y flexibilidad en las ventanas temporales solicitadas (es posible ubicarlos en momentos propicios para el sistema)



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 3

RESPALDO DEL SISTEMA

54 54 54 22 45 62 62 62 62 62 62 62 62 62 62 62 62 62 62 580 0

53 65

79 79 7979

79 79 79 7934 0 0 0 0 0 32

96 96 96 96 96

96 96

96 96

165 165 165165

165 158 165 165

157

82 82 82159 165

15782 82 103

165 165

165109

139165

60 60 6052

51 59 51 59

62

68 68 68

68 6867 61 68

68

68 68

68

64

6868

230156

192192 131

230 230 206

184

230 230 230

230 211230 230 230

230

230 230

207

227

230230

30

3030

3030

30 30 30

30

30 30 30

30 3030

426

30

30 30

3030

3030

9

90

00

0 0 0

0

0 0 0

0 00

00

0

0 0

00

0052

5252

5254

51 51 93

114

114 114 114

132 132

153165

167196

226 244

264272

274274

0

00

00

0 00

0

0 0 0

0 0

00

70

70

70 70

70 130

130130

29

2929

2929

29 2929

29

16 29 29

29 29

2929

29

29

29 29

2916

2929

050

100150200250300350400450500550600650700750800850900950

1000105011001150

01

/1/2

01

3

01

/2/2

01

3

01

/3/2

01

3

01

/4/2

01

3

01

/5/2

01

3

01

/6/2

01

3

01

/7/2

01

3

01

/8/2

01

3

01

/9/2

01

3

01

/10

/20

13

01

/11

/20

13

01

/12

/20

13

01

/1/2

01

4

01

/2/2

01

4

01

/3/2

01

4

01

/4/2

01

4

01

/5/2

01

4

01

/6/2

01

4

01

/7/2

01

4

01

/8/2

01

4

01

/9/2

01

4

01

/10

/20

14

01

/11

/20

14

MW

Unidad 5 Unidad 6 CTR Motores Punta del Tigre Sala B Maldonado GENERACIÓN DISTRIBUÍDA sin UPM IMPORTACIÓN UPM

3.1 Análisis de mantenimientos mayores de Trasmisión

El cambio de conexión de la Central Punta del Tigre a la nueva estación Brujas 500kV se postergó. Este trabajo indispone completamente la extracción de potencia de esta central por un período de a lo sumo una semana. Se realizará en dos instancias diferentes. Se instalará una línea de emergencia. En definitiva, aunque no se cuenta con fechas confirmadas, se representan estos trabajos durante la semana 19 de 2013 (mayo) y la semana 36 (setiembre) quedando indisponible la generación instalada en PTA. Las restricciones de red a la salida de potencia desde PTA que actualmente es de unos 470MW se levantarán al terminar las obras en 500kV, cuya fecha definitiva se encuentra hoy en revisión por el equipo de proyecto.



3.2 Análisis de falla

Tabla 2 Caso EDF sin CAR

Análisis semanal de Abastecimiento de la demanda

PAM - abr-set 13 - WTI95 - CAR NO -

Crónicas de clase : 1 a 5 (101cr), en la semana16

Filtro Crónicas : todas las crónicas

Falla 1, Falla 2, Falla 3, Falla 4 , tal que sean >0

Semana Fecha inicio

Probabilidad

Ocurrencia

de RCE

(%)

Cant

crónicas con

RCE

RCE

promedio

(crónicas con

RCE)(GWh)

Demanda

(GWh)

RCE prom

(cr. con RC)/

demanda (%)

RCE máx/

demanda (%)

16-2013 13-4 1.0% 1 0.2 173.5 0% 0%

17-2013 20-4 170.8

18-2013 27-4 1.0% 1 2.0 181.7 1.1% 1%

19-2013 4-5 18.8% 19 11.7 195.3 6.0% 24%

20-2013 11-5 5.9% 6 9.2 196.6 4.7% 13%

21-2013 18-5 2.0% 2 3.5 200.3 1.7% 3%

22-2013 25-5 1.0% 1 5.7 205.4 2.8% 3%

23-2013 1-6 6.9% 7 4.0 216.0 1.8% 2%

24-2013 8-6 3.0% 3 2.8 222.4 1.3% 3%

25-2013 15-6 3.0% 3 4.8 218.8 2.2% 3%

26-2013 22-6 12.9% 13 12.8 226.3 5.6% 21%

27-2013 29-6 5.0% 5 20.7 218.5 9.5% 25%

28-2013 6-7 5.9% 6 14.5 215.8 6.7% 14%

29-2013 13-7 6.9% 7 12.3 221.8 5.5% 19%

30-2013 20-7 13.9% 14 13.2 235.8 5.6% 20%

31-2013 27-7 15.8% 16 14.0 233.0 6.0% 36%

32-2013 3-8 8.9% 9 12.1 229.6 5.3% 16%

33-2013 10-8 7.9% 8 12.5 220.1 5.7% 12%

34-2013 17-8 5.9% 6 8.3 216.2 3.8% 8%

35-2013 24-8 2.0% 2 15.9 203.7 7.8% 15%

36-2013 31-8 14.9% 15 16.4 216.0 7.6% 40%

37-2013 7-9 4.0% 4 7.9 212.1 3.7% 7%

38-2013 14-9 5.9% 6 6.1 210.9 2.9% 6%

39-2013 21-9 201.0

40-2013 28-9 3.0% 3 6.2 204.4 3.0% 7%

41-2013 5-10 1.0% 1 10.0 192.2 5.2% 5%

Identificación del caso: PT13-023-0-001



Tabla 4 Caso EDF con CAR

Análisis semanal de Abastecimiento de la demanda

PAM - abr-set 13 - WTI95 - CARSI -

Crónicas de clase : 1 a 5 (101cr), en la semana16

Filtro Crónicas : todas las crónicas

Falla 1, Falla 2, Falla 3, Falla 4 , tal que sean >0

Semana Fecha inicio

Probabilidad

Ocurrencia

de RCE

(%)

Cant

crónicas con

RCE

RCE

promedio

(crónicas con

RCE)(GWh)

Demanda

(GWh)

RCE prom

(cr. con RC)/

demanda (%)

RCE máx/

demanda (%)

16-2013 13-4 3.0% 3 0.5 173.5 0% 1%

17-2013 20-4 170.8

18-2013 27-4 1.0% 1 2.0 181.7 1.1% 1%

19-2013 4-5 18.8% 19 7.1 195.3 3.7% 19%

20-2013 11-5 5.9% 6 8.9 196.6 4.5% 13%

21-2013 18-5 2.0% 2 3.3 200.3 1.6% 3%

22-2013 25-5 1.0% 1 4.7 205.4 2.3% 2%

23-2013 1-6 216.0

24-2013 8-6 2.0% 2 4.6 222.4 2.0% 3%

25-2013 15-6 3.0% 3 3.7 218.8 1.7% 2%

26-2013 22-6 5.0% 5 9.7 226.3 4.3% 13%

27-2013 29-6 4.0% 4 9.1 218.5 4.2% 7%

28-2013 6-7 5.0% 5 11.5 215.8 5.3% 12%

29-2013 13-7 5.0% 5 10.6 221.8 4.8% 13%

30-2013 20-7 10.9% 11 12.0 235.8 5.1% 12%

31-2013 27-7 14.9% 15 9.8 233.0 4.2% 15%

32-2013 3-8 6.9% 7 12.5 229.6 5.4% 16%

33-2013 10-8 5.9% 6 12.8 220.1 5.8% 11%

34-2013 17-8 5.0% 5 11.2 216.2 5.2% 10%

35-2013 24-8 2.0% 2 13.6 203.7 6.7% 12%

36-2013 31-8 11.9% 12 20.6 216.0 9.5% 33%

37-2013 7-9 4.0% 4 8.7 212.1 4.1% 9%

38-2013 14-9 5.0% 5 6.3 210.9 3.0% 6%

39-2013 21-9 201.0

40-2013 28-9 3.0% 3 6.2 204.4 3.0% 7%

41-2013 5-10 1.0% 1 10.0 192.2 5.2% 5%

Identificación del caso: PT13-023-0-002



Sigue un gráfico con la evolución de la falla en aquellas crónicas que alcanzan o superan Falla 3 en el período abril a setiembre de 2013 (se toma la falla promedio en 5 semanas móviles a los efectos de considerar el beneficio por el uso del lago de Salto Grande):

Gráfico 4 Caso EDF sin CAR

FALLA POR CRONICA - PAM - abr-set 13 - WTI95 - CAR NO - - CRONICAS CON FALLA MAXIMA > 7.00%

ENTRE SEMANAS 2013-16 A 2013-41 - SIN CRONICAS EXCLUIDAS

0%

3%

5%

8%

10%

13%

15%

18%

20%

23%

25%

16-2

013

17-2

013

18-2

013

19-2

013

20-2

013

21-2

013

22-2

013

23-2

013

24-2

013

25-2

013

26-2

013

27-2

013

28-2

013

29-2

013

30-2

013

31-2

013

32-2

013

33-2

013

34-2

013

35-2

013

36-2

013

37-2

013

38-2

013

39-2

013

semana

(%)

Falla 4

Falla 3

Falla2

Falla 1

1951

1945

1944

1917

crónicas que superan Falla 2: 4

Gráfico 5 Caso EDF con CAR

FALLA POR CRONICA - PAM - abr-set 13 - WTI95 - CARSI - - CRONICAS CON FALLA MAXIMA > 7.00% ENTRE

SEMANAS 2013-16 A 2013-41 - SIN CRONICAS EXCLUIDAS

0%

3%

5%

8%

10%

13%

15%

18%

20%

23%

25%

16-2

013

17-2

013

18-2

013

19-2

013

20-2

013

21-2

013

22-2

013

23-2

013

24-2

013

25-2

013

26-2

013

27-2

013

28-2

013

29-2

013

30-2

013

31-2

013

32-2

013

33-2

013

34-2

013

35-2

013

36-2

013

37-2

013

38-2

013

39-2

013

semana

(%)

Falla 4

Falla 3

Falla2

Falla 1

1944

1917

crónicas que superan Falla 2: 2

o



Tabla 5 Caso EDF sin CAR

Falla promedio en 5 semanas.

semanas 16 2013 a 41 2013

mtto PAM

Falla 1 42

Falla 2 13

Falla 3 4

Falla 4 2

Cantidad de

crónicas que

alcanzan:

Tabla 6 Caso EDF con CAR

Falla promedio en 5 semanas.

semanas 16 2013 a 41 2013

mtto PAM

Falla 1 41

Falla 2 9

Falla 3 2

Falla 4 0

Cantidad de

crónicas que

alcanzan:

A continuación se presentan gráficamente las curvas de excedencia de falla semanal y los períodos en los que existen unidades térmicas indisponibles.




Excedencia despacho FALLA

PAM propuesto

0

100

200

300

400

500

600

700

800

S16

/201

3

S19

/201

3

S22

/201

3

S25

/201

3

S28

/201

3

S31

/201

3

S34

/201

3

S37

/201

3

S40

/201

3

semana

MW

med

50% 25% 10% 5% 1% 0% promedio

CBSB CBM1 TGAA CBM3 CBU5 CBU6 CTR1

CTR2 PTA1 PTA3 PTA4 PTA5 PTA6


Excedencia despacho FALLA

PAM propuesto

0

100

200

300

400

500

600

700

800

S16

/201

3

S19

/201

3

S22

/201

3

S25

/201

3

S28

/201

3

S31

/201

3

S34

/201

3

S37

/201

3

S40

/201

3

semana

MW

med

50% 25% 10% 5% 1% 0% promedio

CBSB CBM1 TGAA CBM3 CBU5 CBU6 CTR1

CTR2 PTA1 PTA3 PTA4 PTA5 PTA6



Nota: durante las semanas 19 y 36 las indisponibilidades graficadas incluyen las unidades APR instaladas en Punta del Tigre.

BALANCE ENERGÉTICO Y COSTOSPreliminar - RePES febrero -

abril 2013 - Semanas 16/2013

a 41/2013 COSTOS ESCALADOS

2013 SI - 2014 NO - 2015 NO - 2016 NO - 2017 NO

ESCENARIO Seco - Costos - ( 0.0% - 100% )

GENERACIÓN (GWh)

WTI-95 -

dem -base

enero 2013 -

CAR NO -

WTI-95 -

dem -base

enero 2013 -

CAR SI -

COSTO (MUS$)

WTI-95 -

dem -base

enero

2013 -

CAR NO -

WTI-95 -

dem -base

enero

2013 -

CAR SI -

Terra 422 418 Térmico fuel oil 75.1 80.3

Baygorria 317 307 Térmico fuel oil Motores 26.9 29.2

Palmar 980 963 Térmico gas oil 109.6 108.6

Total Río Negro 1719 1688 Térmico gas 0.0 0.0

Salto Grande 2186 2186 Total Térmico 211.6 218.1

Total Hidráulica 3904 3874 Salto Grande 32.8 32.8

Batlle 5ª Unidad 133 136 CEMSA I +GMSA 0.0 0.0

Batlle 6ª Unidad 169 191 RIVERA 70 MW 0.0 0.0

Batlle Sala B 38 39 CONTINGENTE INV 0.0 0.0

PTA TGE GN 0 0 S/D 0.0 0.0

PTA TGE GO 371 376 CEMSA II 0.0 0.0

PTA CC GN 0 0 OC GO 0.0 0.0

PTA CC GO 0 0 GEN DIST 28.5 28.5

CTR+TGAA 58 51 UPM 18.9 18.9

Motores 151 164 S/D 0.0 0.0

Total Térmica 920 956 GEN ARREND. AGGREKO 5.0 6.1

CEMSA I +GMSA 0 0 APR GN 0.0 0.0

RIVERA 70 MW 0 0 APR GO 56.0 55.7

CONTINGENTE INV 0 0 Exportación -1.2 -1.3

S/D 0 0 Cargo Fijo 48.7 48.7

CEMSA II 0 0 Total Intercambios -1.2 -1.2

OC GO 0 0 Total Autop + otros 47.4 47.4

GEN DIST 317 317 FALLA 1 1.8 1.4

UPM 131 131 FALLA 2 3.8 3.1

S/D 0.00 0.00 FALLA 3 9.0 5.8

GEN ARREND. AGGREKO 18 22 FALLA 4 10.6 3.9

APR GN 0 0 TOTAL Falla 25.1 14.2

APR GO 212 211 Costo Operativo UTE 400.3 407.6

Exportación -82 -85 Costo Operativo País 367.5 374.8

FALLA 1 5 4 Costo Total UTE 425.4 421.8

FALLA 2 6 5 Costo Total País 392.6 389.0

FALLA 3 4 2 Cota promedio final (m) 78.06 78.12

FALLA 4 3 1

TOTAL Falla 18 13

Demanda Total 5438 5438



Nota: a los efectos de valorar la falla se tomaron los valores del decreto recientemente aprobado 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).


Consumo de Gas oil acumulado

04080

120160200240280320360400440480520560600

S16/2

013-

13-A

pr

S17/2

013-

20-A

pr

S18/2

013-

27-A

pr

S19/2

013-

04-M

ay

S20/2

013-

11-M

ay

S21/2

013-

18-M

ay

S22/2

013-

25-M

ay

S23/2

013-

01-J

un

S24/2

013-

08-J

un

S25/2

013-

15-J

un

S26/2

013-

22-J

un

S27/2

013-

29-J

un

S28/2

013-

06-J

ul

S29/2

013-

13-J

ul

S30/2

013-

20-J

ul

S31/2

013-

27-J

ul

S32/2

013-

03-A

ug

S33/2

013-

10-A

ug

S34/2

013-

17-A

ug

S35/2

013-

24-A

ug

S36/2

013-

31-A

ug

S37/2

013-

07-S

ep

S38/2

013-

14-S

ep

S39/2

013-

21-S

ep

S40/2

013-

28-S

ep

S41/2

013-

05-O

ct

semana

(miles m

3)

90% 50% 25% 10% 5% 0% promedio PTI pleno 4 unid 6pti+2ctr *0.9%


Consumo de Gas oil acumulado

04080

120160200240280320360400440480520560600

S16

/201

3-13

-Apr

S17

/201

3-20

-Apr

S18

/201

3-27

-Apr

S19

/201

3-04

-May

S20

/201

3-11

-May

S21

/201

3-18

-May

S22

/201

3-25

-May

S23

/201

3-01

-Jun

S24

/201

3-08

-Jun

S25

/201

3-15

-Jun

S26

/201

3-22

-Jun

S27

/201

3-29

-Jun

S28

/201

3-06

-Jul

S29

/201

3-13

-Jul

S30

/201

3-20

-Jul

S31

/201

3-27

-Jul

S32

/201

3-03

-Aug

S33

/201

3-10

-Aug

S34

/201

3-17

-Aug

S35

/201

3-24

-Aug

S36

/201

3-31

-Aug

S37

/201

3-07

-Sep

S38

/201

3-14

-Sep

S39

/201

3-21

-Sep

S40

/201

3-28

-Sep

S41

/201

3-05

-Oct

semana

(mil

es

m3

)

90% 50% 25% 10% 5% 0% promedio PTI pleno 4 unid 6pti+2ctr *0.9%



Nota: se presenta el consumo de 6 PTA y 2 CTR con 90% de disponibilidad porque corresponde a unos 3000 m

3/dia, del orden del consumo de Gas Oil que ANCAP puede suministrar en forma

permanente (previendo los consumos con una anticipación no menor a los 2 meses).

3.3 Resultados Obtenidos utilizando SimSEE:

3..3.1 Excelencia de falla (semanas 16 a 41 de 2013)

Excedencia de falla

0.00%

1.00%

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49

Excedencia (%)

fall

a/d

em

an

da(%

)



3..3.2 Excelencia semanal de falla (semanas 16 a 41 de 2013)

Excedencia semanal de Falla

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

13-0

4-2

013

27-0

4-2

013

11-0

5-2

013

25-0

5-2

013

08-0

6-2

013

22-0

6-2

013

06-0

7-2

013

20-0

7-2

013

03-0

8-2

013

17-0

8-2

013

31-0

8-2

013

14-0

9-2

013

28-0

9-2

013

12-1

0-2

013

26-1

0-2

013

09-1

1-2

013

23-1

1-2

013

07-1

2-2

013

21-1

2-2

013

04-0

1-2

014

18-0

1-2

014

01-0

2-2

014

15-0

2-2

014

01-0

3-2

014

Semanas

MW

med

ios s

em

an

ale

s

Prom

Pe0.0%

Pe1.0%

Pe2.0%

Pe5.0%

Pe25.0%

Pe50.0%



3..3.3 Falla por crónicas (semanas 16 a 41 de 2013)

Falla por crónica - cronicas con falla > 7%

semana 16 a 41 de 2013

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

13-04-2013

27-04-2013

11-05-2013

25-05-2013

08-06-2013

22-06-2013

06-07-2013

20-07-2013

03-08-2013

17-08-2013

31-08-2013

14-09-2013

28-09-2013

12-10-2013

26-10-2013

Semana

Fa

lla

/Dem

an

da

Falla 3

Falla 2

Falla 1

1951

1945

1943

1929

1927

1982

1979

1978

Cantidad de crónicas que superan falla 2: 8



3..3.4 Balance

BALANCE ENERGÉTICO Y COSTOS

SimSEEsemana 16 de 2013 a 40 de 2013

GENERACIÓN (GWh)

PAM abril-

octubre 2013

falla DNE

COSTO (MUS$)

PAM abril-

octubre 2013

falla DNE

Terra 392 Batlle 5ª Unidad 29.6

Baygorria 289 Batlle 6ª Unidad 36.8

Palmar 916 Batlle Sala B 12.4

Rio Negro 1597 Motores FO 31.5

Salto Grande 2202 Térmico Fuel oil 110.2

Total Hidráulica 3799 PTA GN 0.0

Batlle 5ª Unidad 144 MOTORES GAS 0.0

Batlle 6ª Unidad 177 Térmico GN 0.0

Batlle Sala B 49 PTA GO 85.1

PTA TGE GN 0 CTR 12.7

PTA TGE GO 343 TGAA 0.0

CTR 41 Térmico gas oil 97.8

TGAA 0 Total Térmico 208.0

Motores 177 Salto Grande 33.0

Total Térmica 931 CEMSA I +GMSA 0.0

CEMSA I +GMSA 0 RIVERA 70 MW 0.3

RIVERA 70 MW 1 CONTINGENTE RESTO 0.0

CONTINGENTE RESTO 0 GEN DIST 29.5

GEN DIST 326 APR 62.7

APR 237 AGGREKO 7.2

AGGREKO 26 UPM 18.5

UPM 127 Exportación -0.5

Exportación -35 Cargo Fijo 48.7

FALLA 1 4 Total Intercambios -0.2

FALLA 2 3 Total Autop + otros 117.9

FALLA 3 2 FALLA 1 1.2

FALLA 4 1 FALLA 2 1.8

TOTAL Falla 10 FALLA 3 3.9

Demanda Total 5422 FALLA 4 5.6

TOTAL Falla 12.5

Costo Operativo UTE 407.4

Costo Operativo País 374.4

Costo Total UTE 419.9

Costo Total País 386.8

Cota promedio final (m) 78.31

Versión: 3.59_RUIDA_ConSesgosOd_Beta

Sala: PAM abril 2013_falla nueva v359.ese



Simulación con datos históricos.

Se observa que:

1. Considerando la importancia de las intervenciones mayores previstas para 2013, suspender los mantenimientos trae aparejado el riesgo de que las unidades continúen deteriorando su desempeño y aumenta la probabilidad de falla intempestiva con la consecuente disminución en la capacidad de respuesta operativa. Se destaca la importancia de cumplir los cronogramas propuestos, ya que posibles atrasos que provoquen disminuciones adicionales del respaldo en el invierno de 2013 no son admisibles en las actuales condiciones del sistema (energía disponible en la región, restricciones en la logística de abastecimiento de combustibles, variabilidad hidrológica).

2. Las limitaciones en el suministro de gas oil que se prevé permanezcan vigentes a lo largo de 2013 hacen que el desempeño del sistema sea particularmente sensible al cumplimiento del plan de expansión en base a biomasa (en particular Montes del Plata) y eólica.



4. ANEXOS

4.1 ANEXO 1- Información de Agentes

Fenirol: 1) Del 23/4 al 26/4 del 2013. 2) Del 1/10 al 15/10 del 2013. Galofer: Mayo: 1 semana (fecha a definir en función de viajes de técnicos del exterior). Julio: 1 semana (fecha a definir en función de viajes de técnicos del exterior). Fin de año: 23 de diciembre al 2 de enero. Licencia de operadores y mantenimiento. UPM: 15 días para la segunda quincena de setiembre.

Resumen de solicitudes de mantenimiento de unidades generadoras de UTE

CENTRALES TERMICAS

Enviado por: Tacuabé Cabrera

Fecha de recepción: 22/03/2013

Solicitud de aclaración:

Año 2013:



Identificación del Participante o Agente solicitante

(Central en el caso de UTE)Central Batlle Central Batlle

CTR CTR PTA PTA PTA PTA PTA

Identificación del o los equipos que estarán

indisponibles (unidad generadora) Unidad 5 Unidad 61 2 1 2 4 6 Repuesto

Tipo de mantenimiento, motivo y objetivos del trabajo a

realizar;

Lavado Químico

para la

eliminación de

incrustaciones y

depósitos en la

superficie interna

de los tubos de

agua

Tareas de

mantenimiento

programado

mecánico,

calderería,

eléctricas,

control y

automatismos

AGC Overhaul + AGC

Cambio turbina

de baja presión

(LPT) + Sección

caliente

OverhaulCambio sección

caliente

Cambio de

rodamiento del

rotor

Overhaul

Ensayos a realizarse que pueden afectar la

confiabilidad o seguridad del sistema, de existir;No hay No hay No hay No hay No hay No hay No hay No hay No hay

Cantidad de días previstos de mantenimiento y

ventanas posibles para realización del mismo. A su vez

informar preferencias de fechas.

20 días (15 de

abril al 5 de

mayo)

180 días 1 semana90 días ( a partir

del 1 de octubre)

7 días 2da

semana de

mayo

7 días ( a partir

del 5 de agosto)

7 días ( a partir

de mediados de

agosto)

F/S hasta junio No corresponde

Estimación de las restricciones que resultan del

mantenimiento (por ejemplo en la capacidad de

generación o de trasmisión);

Ninguna Ninguna Ninguna Ninguna Ninguna Ninguna Ninguna Ninguna

Identificación de otros equipos que pueden verse

afectados por la indisponibilidad;No hay No hay No hay No hay No hay No hay No hay No hay

Si el mantenimiento involucra equipos de otra empresa,

constancia del acuerdo con la otra empresa. En el caso

de Trasmisores, identificación de los Distribuidores y

Grandes Consumidores, si los hubiere, que resultarán

afectados;

No No No No No No No No

Observaciones que a juicio del Agente o Participante,

se consideren relevantes y de interés, tales como

motivos que dificultan cambiar las fechas solicitadas,

causas de incertidumbre sobre duración de trabajos o

sobre las fechas de realización de los mismos, etc.

Coordinación con

técnicos que

vienen del

exterior

La fecha de

comienzo

depende de que

se tenga

operativa entre

otras la licitación

P44522

La fecha de

comienzo depende

de algunas

compras

La fecha de

comienzo

depende de

algunas compras



Identificación del Participante o Agente solicitante

(Central en el caso de UTE)Maldonado

Motor

Wartsila

Motor

Wartsila

Motor

Wartsila

Motor

Wartsila

Motor

Wartsila

Motor

Wartsila

Identificación del o los equipos que estarán

indisponibles (unidad generadora)TGAA 2 3 4 6 7 8

Tipo de mantenimiento, motivo y objetivos del trabajo a

realizar;

Correctivo,Se

visualizan fisuras y

desprendimientos

de trozos de álabes

en primera hilera de

alabes de la turbina

Ensayos a realizarse que pueden afectar la

confiabilidad o seguridad del sistema, de existir;No hay No hay No hay No hay No hay No hay No hay

Cantidad de días previstos de mantenimiento y

ventanas posibles para realización del mismo. A su vez

informar preferencias de fechas.

F/S hasta

inspección de

consultor (sin fecha

aún)

45 días

desde el 15

de abril

45 días

desde 2 de

mayo

45 días

desde el 16

de junio

se finalizó el

trabajo ,

estána

anlaizanado

un problema

del

alterandor ,

fecha

probable 20

de abril

45 días

desde el 30

de junio

45 días

desde el 14

de agosto

Estimación de las restricciones que resultan del

mantenimiento (por ejemplo en la capacidad de

generación o de trasmisión);

Ninguna Ninguna Ninguna Ninguna Ninguna Ninguna Ninguna

Identificación de otros equipos que pueden verse

afectados por la indisponibilidad;No hay No hay No hay No hay No hay No hay No hay

Si el mantenimiento involucra equipos de otra empresa,

constancia del acuerdo con la otra empresa. En el caso

de Trasmisores, identificación de los Distribuidores y

Grandes Consumidores, si los hubiere, que resultarán

afectados;

No No No No No No

Observaciones que a juicio del Agente o Participante,

se consideren relevantes y de interés, tales como

motivos que dificultan cambiar las fechas solicitadas,

causas de incertidumbre sobre duración de trabajos o


PLANIFICACION QUINQUENAL 09-2012

TGAA

1 2 3 4 5 6 7 8 U1 U2 U1 U2 U3 U4 U5 U6 Repuesto U1

1S 20d

2S 90d

1S 30d 90d

2S 60d

1S 30d

2S 30d

1S 30d

2S 30d

1S 30d

2S

Overhaul (CTR 3 meses, TGAA 2 meses y PTA que implica cambio de turbina 7 días) No modificables, salvo

Revisiones (CTR y TGAA son de 15 días, PTA de 7 días) inconvenientes con suministros

F/S depende de la decisión que se tome en próximos días o servicios

Para todos los casos las revisión a partir del 2014 dependerán del régimen de funcionamiento

2014

2013 U6 de PTA F/S hasta junio

CTR PTACentral Batlle C.B. Motores Wartsila

2017

Sala B U5Observaciones

U6

2016

2015



CENTRAL Terra, Baygorria y Palmar

Enviado por: Mario Albornoz


Solicitud de aclaración: --/--/--

Tipo de Generación: Hidráulica

Unidades informadas: BON1-BON4, BAY1-BAY3, PAL1-PAL3

U1 U2 U3 U4 U1 U2 U3 U1 U2 U3

1S 15 d 12 d 11 d 20 d 15 d

2S 90d 15 d

1S 12 d 12 d 20d

2S 12d 15 d

1S 12 d 12 d 12d 15 d

2S 12d 15 d

1S 12 d 12 d 12d 15 d

2S 12d 15 d

1S 12 d 12 d 12 d 15 d

2S 12 d 15 d

Mantenimiento ya efectuado o en curso

2016

PLANIFICACION QUINQUENAL 04-2013

Terra Baygorria Constitución

2017

Observaciones

2015

2014 Bay 2 Cambio de sellos de turbina

2013 Bay 1 Reparación Rotor con Fabricante



Sigue el detalle 2013-2014:

Identificación del Participante o Agente solicitante (Central en el caso de

UTE) CH Terra CH Terra CH Baygorria CH Baygorria CH Constitución CH Constitución CH Constitución

Identificación del o los equipos que estarán indisponibles (unidad

generadora) U 1 U 3 U 1 U 2 U 2 U 3 U 1

Tipo de mantenimiento, motivo y objetivos del trabajo a realizar;

Mantenimiento

programado

Mantenimiento

programado

Mantenimiento Programado,

segunda fase reparación

rotor, proyecto del fabricante

Mantenimiento

programado.

Cambio sellos

alabes Rodete

Turbina

Mantenimiento

correctivo del

acuñado del rotor

Mantenimiento

programado

Mantenimiento

programado

Ensayos a realizarse que pueden afectar la confiabilidad o seguridad del

sistema, de existir;No corresponde No corresponde No corresponde No corresponde No corresponde No corresponde No corresponde

Cantidad de días previstos de mantenimiento y ventanas posibles para

realización del mismo. A su vez informar preferencias de fechas.

15 días. Del

1/04/2013 al

17/04/2013

12 días en

primer semestre

2014.

90 días en segundo semestre

2013

20 dias en

primer semestre

2014.

20 dias en primer

semestre 2013

15 dias en primer

semestre 2013

15 dias en

segundo semestre

2013

Estimación de las restricciones que resultan del mantenimiento (por

ejemplo en la capacidad de generación o de trasmisión);

Ninguna Ninguna

Baja el caudal turbinado de

BAY a 600 m3/s, baja la

potencia disponible de BAY a

70 MW

Ninguna Ninguna Ninguna Ninguna

Identificación de otros equipos que pueden verse afectados por la

indisponibilidad;

No corresponde No corresponde

C.H.BON debe controlar nivel

abajo si no se hace

vertimiento técnico en BAY

No corresponde No corresponde No corresponde No corresponde

Si el mantenimiento involucra equipos de otra empresa, constancia del

acuerdo con la otra empresa. En el caso de Trasmisores, identificación de

los Distribuidores y Grandes Consumidores, si los hubiere, que resultarán

afectados;

No corresponde No corresponde No corresponde No corresponde No corresponde No corresponde No corresponde

Observaciones que a juicio del Agente o Participante, se consideren

relevantes y de interés, tales como motivos que dificultan cambiar las

fechas solicitadas, causas de incertidumbre sobre duración de trabajos o


Hay daños en rotor que

fueron reparados

provisoriamente en 2012 y

deben ser reparados

definitivamente, si no se

reparan, potencialmente

pueden provocar daños

mayores en el generador.

Mientras la solución

provisoria siga siendo

efectiva, se puede postergar

la parada de 90 días,

indefinidamente, de lo

contrario la parada puede ser

forzada.

Corrección del

acuñado del rotor

del alternador

realizado en 2012

Resumen de solicitudes de mantenimiento de unidades generadoras de CTM-SG

CENTRAL CTM-SG

Enviado por: CTM


Solicitud de aclaración: --/--/--

Tipo de Generación: Hidráulica

Unidades informadas: 1 a 14



CRONOGRAMA DE MANTENIMIENTO ESTACIONAL DE GENERADORESCTM SALTO GRANDE

Prog. Estacional Mayo/2013 - Octubre/2013Día Día Día Día

Máquina Desde Hasta Desde Hasta

SGDEHI01 14-05-13 17-05-13 Correctivo Generador 16-11-15 17-01-16 Mantenimiento Mayor General


SGDEHI03 28-05-13 31-05-13 Correctivo Generador

SGDEHI04 04-06-13 07-06-13 Correctivo Generador


SGDEHI06 05-01-15 06-03-15 Mantenimiento Menor General



SGDEHI09 02-03-15 01-04-15 Mantenimiento Mayor Rodete

SGDEHI11 02-07-13 05-07-13 Correctivo Generador 05-03-14 04-04-14 Mantenimiento Mayor Rodete

SGDEHI12 11-11-13 11-12-13 Mantenimiento Mayor Rodete

SGDEHI13 06-01-14 08-03-14 Mantenimiento Mayor General

SGDEHI14 01-05-13 04-05-13 Mantenimiento Mayor General

Tipo de Mantenimiento TareaTipo de

MantenimientoTarea



ÍNDICE

1. RESUMEN EJECUTIVO. ...................................................................................... 2

2. HIPÓTESIS. .......................................................................................................... 3 2.1 Precio de los combustibles ........................................................................................................... 4 2.2 Importación ................................................................................................................................... 4 2.3 Parque generador nacional .......................................................................................................... 4

3. PAM ABRIL 2013 ............................................................................................... 11 3.1 Análisis de mantenimientos mayores de Trasmisión ................................................................. 14 3.2 Análisis de falla ........................................................................................................................... 15 3.3 Resultados Obtenidos utilizando SimSEE: ................................................................................. 22

4. ANEXOS ............................................................................................................. 27 4.1 ANEXO 1- Información de Agentes ............................................................................................ 27

programación anual de mantenimiento · 2013-10-14 · esto limita el suministro a ute de gas oil a...

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