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

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1 1 ESTUDIO COMPARADO DE LOS EFECTOS DE LA EMERGENCIA EN EL MEM EN LAS CRISIS DEL AÑO 1989 / 2001 05-09-05 Sin las sombras ignoraríamos el poder de la luz José Ingenieros

2 2 INTERRUPCIONES AL SUMINISTRO EN SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA

3 3 CORTES PROGRAMADOS

4 4 CAUSAS DE CORTES PROGRAMADOS LOS CORTES PROGRAMADOS PUEDEN SER NECESARIOS CUANDO LA GENERACION NO ALCANZA A CUBRIR LA DEMANDA POR DISTINTOS MOTIVOS: RESTO DEL SISTEMA ELECTRICO 1) LINEA PRINCIPAL INDISPONIBLE (POR FALLA DE LARGA DURACION: TORRE CAÍDA, DESPRENDIMIENTO CONDUCTOR, ETC) 2) ESCASEZ DE GENERACION (POR REDUCIDA RESERVA, POR INDISPONIBILIDAD FORZADA, POR FALTA DE COMBUSTIBLE, POR SEQUÍA EXTREMA, ETC.)

5 5 CORTES PROGRAMADOS DEFICIT DE POTENCIA TODA LA GENERACIÓN PUESTA A RODAR NO ALCANZA A CUBRIR LA DEMANDA DE LAS HORAS PICO INDISPONIBILIDAD DE TRANSPORTE INDISPONIBILIDAD DE PARQUE DE GENERACION AUMENTO EXCEPCIONAL DE LA DEMANDA (por ejemplo, por contratos de exportación) DEFICIT DE ENERGIA AUN UTILIZANDO TODO EL AGUA Y EL COMBUSTIBLE DISPONIBLES NO SE ALCANZA A CUBRIR LA ENERGIA DIARIA DEMANDADA ESCASEZ DE COMBUSTIBLES SEQUIA EN CENTRALES HIDRO E INSUFICIENTE PARQUE TERMICO DE REEMPLAZO AUMENTO EXCEPCIONAL DE LA DEMANDA (por ejemplo, por contratos de exportación)

6 6 CURVA DE CARGA DIARIA TIPICA DEL SADI - CONDICION DE HIDRAULICIDAD MEDIA - NUCLEAR TERMICO MEDIO HIDRO MEDIO

7 7 CURVA DE CARGA DIARIA TIPICA DEL SADI - CONDICION DE ALTA HIDRAULICIDAD - NUCLEAR TERMICO BAJO HIDRO ALTO (AÑO HUMEDO)

8 8 CURVA DE CARGA DIARIA TIPICA DEL SADI - CONDICION DE BAJA HIDRAULICIDAD - NUCLEAR TERMICO ALTO HIDRO BAJO (AÑO SECO)

9 9 CORTES PROGRAMADOS POR FALTA DE POTENCIA EN LA HORA PICO MAXIMA POTENCIA DE GENERACION DISPONIBLE DEMANDA EN LA HORA PICO QUE NO PODRA SER ABASTECIDA TODA LA GENERACION PUESTA A RODAR NO ALCANZA A CUBRIR LA DEMANDA DE LAS HORAS PICO ESTA SITUACION SE PUEDE DAR POR: INDISPONIBILIDAD DE TRANSPORTE INDISPONIBILIDAD DE PARQUE DE GENERACION AUMENTO EXCEPCIONAL DE LA DEMANDA DEMANDA HORARIA DEL SISTEMA ELECTRICO

10 10 CORTES PROGRAMADOS POR FALTA DE ENERGIA MAXIMA GENERACION DISPONIBLE DISTRIBUIDA DURANTE LAS 24 HS DEMANDA HORARIA DEL SISTEMA ELECTRICO PARTE DE LA ENERGIA DISPONIBLE SE LA UILIZA PARA LEVANTAR POTENCIA EN EL PICO Y REDUCIR LA PROFUNDIDAD DE CORTES AUN UTILIZANDO TODO EL AGUA Y EL COMBUSTIBLE DISPONIBLES NO SE ALCANZA A CUBRIR LA ENERGIA DIARIA DEMANDADA ESTA SITUACION SE PUEDE DAR POR: FALTA DE COMBUSTIBLES Y/O SEQUÍA EN CENTRALES HIDRO E INSUFICIENTE PARQUE TERMICO DE REEMPLAZO AUMENTO EXCEPCIONAL DE LA DEMANDA

11 11 CORTES PROGRAMADOS POR FALTA DE ENERGIA NUCLEAR TERMICO HIDRO AREA ROJA: ENERGIA INSATISFECHA DE SER ALIMENTADA CARGA HORARIA QUE HUBIERA DEMANDADO EL SISTEMA DE NO HABER RESTRICCIONES AREA AZUL/CELESTE: ENERGIA MAXIMA DIARIA POSIBLE DE GENERAR = = ENERGIA MAXIMA QUE SE PUEDE ABASTECER

12 12 ASIGNACION DE CORTES PROGRAMADOS LOS CORTES PROGRAMADOS SE ASIGNAN PROPORCIONALMENTE A LA DEMANDA QUE ESTÁ EN EL MERCADO SPOT. oSI ESTAN EN UN AREA QUE NO TIENE DEFICIT NO CORTA oSI ESTAN EN EL AREA CON DEFICIT CORTA LA DEMANDA QUE TIENE CONTRATO Y EL GENERADOR ESTA EN SERVICIO oESTÁ VINCULADA POR LA RED NO CORTA LA POTENCIA CONTRATADA oESTA DESVINCULADA POR INDISPONIBILIDAD DE LA RED CORTA DEMANDA Y GENERADORES QUE NO TIENEN CONTRATO DEMANDA QUE TIENE CONTRATO CON GENERADOR PERO CON RESTRICCIONES DE TRANSPORTE PARA LLEGAR A ALIMENTARLA DEMANDA QUE TIENE CONTRATO CON GENERADOR Y SIN RESTRICCIONES DE TRANSPORTE PARA LLEGAR A ALIMENTARLA (NO CORTA) LINEA F/S AREA SIN DEFICIT (NO CORTA) AREA CON DEFICIT SIN CONTRATO (CORTA) DEMANDA CON CONTRATO DESVINCULADA (CORTA)

13 13 CORTES NO PROGRAMADOS

14 14 CORTES INTEMPESTIVOS A LA DEMANDA SEGUN TAMAÑO DEL SISTEMA ELECTRICO Y ROBUSTEZ DEL SISTEMA DE TRANSPORTE PUEDEN PRODUCIRSE CONTINGENCIAS QUE LLEVEN A CORTES NO PROGRAMADOS QUE DEPENDEN DE: TAMAÑO DEL SISTEMA: CUANTO MAYOR DEMANDA MENOR PROPORCION REPRESENTARÁ LA POTENCIA DE C/GENERADOR MENOR IMPACTO PRODUCIRÁ SU DESENGANCHE ROBUSTEZ DEL SISTEMA DE TRANSPORTE: CUANTO MAYOR GRADO DE ANILLADO, MENOR IMPACTO PRODUCIRÁ EL DESENGANCHE DE LÍNEAS ANTE LA PERDIDA DE UNA GENERACIÓN O EL APORTE QUE VIENE POR UNA LINEA: LA FRECUENCIA DISMINUYE POR DESBALANCE GENERACION-DEMANDA DEBE RESTITUIRSE RÁPIDAMENTE A SU VALOR NORMAL PARA EVITAR SALIDAS EN CASCADA DE GENERADORES LOS CUALES NO PUEDEN FUNCIONAR A BAJAS FRECUENCIAS SI EL DESBALANCE ES GRANDE DEBE RECURRIRSE A CORTES AUTOMÁTICOS POR SUBFRECUENCIA

15 15 IMPACTO POR DESENGANCHE DE GENERACION DEMANDA PEQUEÑA DEMANDA ALTA SISTEMA ELECTRICO PEQUEÑO DESENGANCHE DE 1 GENERADOR PRODUCE GRAN IMPACTO (DISMINUCION RÁPIDA DE FRECUENCIA) GENERADORES RESTANTES NO ALCANZAN A AUMENTAR AUTOMATICAMENTE SU GENERACION (ALTO COSTO DE RESERVA PERMANENTE Y AUN ASI NO LLEGARIAN EN TIEMPO Y FORMA) SISTEMA ELECTRICO GRANDE DESENGANCHE DE 1 GENERADOR PRODUCE POCO IMPACTO (LEVE Y LENTA DISMINUCION DE FRECUENCIA) GENERADORES RESTANTES ALCANZAN A AUMENTAR AUTOMATICAMENTE SU GENERACION (REQUIERE POCA RESERVA EN C/U)

16 16 IMPACTO POR DESENGANCHE DE LINEAS DE TRANSMISION RESTO DEL SISTEMA ELECTRICO AREA RADIAL RESTO DEL SISTEMA ELECTRICO AREA RADIAL FALLAS EN LINEAS DE SISTEMAS ELECTRICOS POCO ANILLADOS LINEA QUE TRAE POTENCIA DESDE GENERADORES ALEJADOS REQUIERE D.A.G. PARA EVITAR INESTABILIDAD O SOBRECARGAS LINEAS QUE ALIMENTAN SISTEMA RADIALES LO DEJA EN ISLA TODAS PRODUCEN CORTES POR SUBFRECUENCIA SEÑAL DE D.A.G. FALLAS EN LINEAS DE SISTEMAS ELECTRICOS ANILLADOS LAS LINEAS TIENEN CAMINOS ALTERNATIVOS QUE SOPORTAN EL AUMENTO DE POTENCIA DE LA LINEA EN FALLA (NO REQUIEREN DAG) NO SE FORMAN ISLAS NINGUNA PRODUCE CORTES

17 17 COMPARACION DE ESTRUCTURA DE SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA FALLA EN: SISTEMAS PEQUEÑOS (COMO EL NUESTRO) GRANDES SISTEMAS (EUROPEO O NORTEAMERICANO) GENE- RA- CION DESENGANCHE DE UN GENERADOR REPRESENTA HASTA UN 8% DE LA GENERACION TOTAL. EL DESBALANCE GENERACION/DEMANDA PRODUCIDO PROVOCA DISMINUCION APRECIABLE DE FRECUENCIA DESENGANCHE DEL MAYOR GENERADOR NO LLEGA A REPRESENTAR EL 1% DE LA GENERACION TOTAL. EL DESBALANCE NO MUEVE LA FRECUENCIA LINEA DE TRANS- MISION RADIAL DESENGANCHE AISLA UN ÁREA O UN GENERADOR PRODUCIENDO GRAN DESBALANCE GENERACION/DEMANDA PRACTICAMENTE NO HAY LINEAS RADIALES ANI- LLADA LOS CAMINOS ALTERNATIVOS NO TIENEN LA SUFICIENTE CAPACIDAD PARA TRANSPORTAR TODA LA POTENCIA DAG Y/O DAD LOS CAMINOS ALTERNATIVOS TIENEN LA SUFICIENTE CAPACIDAD DE TRANSPORTE PARA LLEVAR TODA LA POTENCIA

18 18 DISTINTOS TIPOS DE Desconexión Automática de Generación (DAG) LAS FALLAS EN LAS PRINCIPALES LINEAS DEL SADI REQUIERAN DAG PARA EVITAR INESTABILIDAD EN LA RED DE TRANSMISION REMANENTE LOS PROCEDIMIENTOS PERMITEN DAG HASTA 1200 MW POR FALLA SIMPLE LA RED DE TRANSPORTE NO POSEE DEMASIADOS CAMINOS ALTERNATIVOS Y ADEMAS ESTA SUJETA A FALLA DE 2 LINEAS SIMULTANEAS GRANDES MONTOS DE DAG LA POTENCIA DE DAG PUEDE ALCANZAR (ANTE FALLA DOBLE) HASTA UN 25% DE LA GENERACION TOTAL

19 19 RECUPERACION DE LA FRECUENCIA ANTE UNA GRAN DEFICIT POR ACTUACION DE LOS CORTES DE CARGA Ejemplo de Gran perturbación - Evolución de la frecuencia el 13/11/00 a las 07.05 hs 48.5 48.6 48.7 48.8 48.9 49 49.1 49.2 49.3 49.4 49.5 49.6 49.7 49.8 49.9 50 50.1 50.2 07:05:30.007:05:32.407:05:34.807:05:37.207:05:39.607:05:42.007:05:44.407:05:46.807:05:49.207:05:51.607:05:54.007:05:56.407:05:58.807:06:01.207:06:03.607:06:06.007:06:08.407:06:10.807:06:13.207:06:15.607:06:18.0 07:06:20.4 07:06:22.807:06:25.207:06:27.6 Hora Frecu 1° ESC. 2° ESC. 3° ESC. 4° ESC. 5° ESC. Escala: 10 s INSTANTES DONDE SE PRODUCEN CORTES AUTOMATICOS POR SUBFRECUENCIA (EN ESTE CASO EN 5 ESCALONES)

20 20 ESQUEMA GENERAL DE ALIVIO DE CARGA POR SUBFRECUENCIA 1° 2° 3° 4° 5° 6° 7° 49,0 48,9 48,8 48,7 48,6 48,5 48,4 TOTAL 42 % df/dt < 0,6 Hz/s df/dt < 0,9 Hz/s Restable- cimiento <49,2 Hz por 15 s

21 21 PROPORCION DE DEMANDA CORTADA EN LOS ULTIMOS 7 AÑOS POR FALLAS EN LA RED DE A.T. Y EN GENERACION CORTES POR FALLAS EN GENERACION CORTES POR FALLAS EN TRANSPORTE EN A.T.

22 22 CORTES PROLONGADOS PRODUCIDOS EN ZONAS DE DISTRIBUCIÓN

23 23 CORTES PROLONGADOS PRODUCIDOS EN ZONAS DE DISTRIBUCIÓN FALLAS EN SISTEMA DE TRANSPORTE: EN GENERAL TIEMPOS CORTOS DE REPOSICION (< 1h) EXCEPTO FALLAS SEVERAS ANTES DE LA HORA PICO EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN: SE PUEDEN REPONER MANIOBRANDO RED DE ALTA (132KV) O MEDIA TENSIÓN (13,2 KV) SI HAY DOBLE ALIMENTACIÓN Y SUFICIENTE CAPACIDAD EVENTOS CATASTRÓFICOS QUE INTERRUMPEN LA DOBLE ALIMENTACION (INCENDIO DE CABLES DE 132 KV EN LA E.T. AZOPARDO DEL 15/2/99, QUE OCURRIÓ CUANDO SE ESTABA PONIENDO EN SERVICIO LA MENCIONADA ESTACIÓN. AFECTÓ ZONA MACROCENTRO DE LA CIUDAD DE BUENOS AIRES)

24 24 FALLA EN LA PUESTA EN SERVICIO DE LA ESTACION AZOPARDO (CIUDAD DE BUENOS AIRES)

25 25 FALLA EN LA E.T. AZOPARDO – FEBRERO 1999 FALLA EN TÚNEL DE CABLE. SE PRODUCE INCENDIO QUE DEJÓ FUERA DE SERVICIO AMBOS CABLES DE 132 KV DEMANDA AFECTADA EN FORMA PERMANENTE NUEVA ESTACION QUE SE ESTABA PONIENDO EN SERVICIO

26 26 AREA GEOGRAFICA AFECTADA AREA GEOGRÁFICA AFECTADA

27 27 LA FALLA SE PRODUJO EL 15/02/99 A LAS 3:14 HS DURANTE LA TOMA DE CARGA DE LA ESTACIÓN QUE ENTRABA EN SERVICIO. QUEDARON SIN SERVICIO LAS ESTACIONES VINCULADAS A AZOPARDO (AZOPARDO II, INDEPENDENCIA, POZOS Y ONCE). EL CORTE FUE DE 150 MW Y AFECTÓ A 150.000 USUARIOS EN LOS DÍAS DE MÁXIMO CALOR DE VERANO. LOS PRIMEROS INTENTOS DE REPOSICIÓN DESDE ALTA TENSIÓN FRACASARON. PRIMERAMENTE SE REPUSO LA RED DESDE MT (13,2 KV). SE RECUPERARON 90.000 USUARIOS. EN HORAS DE VALLE SE RECUPERABAN OTROS 20.000. SE INCORPORARON EQUIPOS PORTÁTILES DE GENERACIÓN DE MUY BAJA CAPACIDAD. LA REPOSICIÓN TOTAL DEL SERVICIO DURÓ CERCA DE 10 DÍAS, CUANDO SE COMPLETÓ LA REPARACIÓN EN LA RED DE 132 KV. FALLA EN LA E.T. AZOPARDO – FEBRERO 1999

28 28 EJEMPLO DE FALLAS EN OTROS SISTEMAS ELECTRICOS

29 29 BLACK OUT DE ITALIA 28 DE SETIEMBRE DE 2003

30 30 ESTADO PREVIO A LA FALLA Potencia Importada:.- Suiza: 3.610 MW.- Francia: 2.212 MW,. Austria: 191 MW,- Eslovenia: 638 MW TOTAL IMP: 6.651 MW Demanda a las 3:30 hs: 27.702 MW Carga pura: 24.064 MW Bombas: 3.638 MW LA IMPORTACIÓN DESDE EL NORTE REPRESENTABA UN 25 % DE LA DEMANDA TOTAL Líneas de 400 kV 3610 MW 2212 MW 191 MW 638 MW

31 31 SECUENCIA DE EVENTOS EN LA FALLA 3:01 3:25:30 3:25:34 3:28 BLACK-OUT COMPLETO 3:25:34 RESTANTES LINEAS QUE ABREN (400 KV) POR SOBRECARGAS Y PERDIDA DE ESTABILIDAD RESTANTES LINEAS QUE ABREN (400 KV) POR SOBRECARGAS Y PERDIDA DE ESTABILIDAD,, 4 SEG DE ABIERTA LA SEGUNDA LINEA 2° LINEA QUE ABRE (400 KV) POR CONTACTO CON ARBOL, 24 MIN. MAS TARDE 1° LINEA QUE ABRE (400 KV) POR CONTACTO CON ARBOL

32 32 PROCESO TOTAL LINEAS DE SUIZA HACIA ITALIA 3:01 El contacto de un árbol con una línea de 400 kV en Suiza provoca su F/S. 3:02 Personal de ETRAN (SUIZA) intenta reingresar la línea perdida pero tiene falla permanente. 3:11 El ETRAN solicita al GRTN (Italia) que incremente generación para reducir la sobrecarga de las restantes líneas de interconexión. 3:21 El GRTN aplica el procedimiento previsto ante contingencias de poca entidad porque así entendió el aviso desde Suiza. Se reduce la importación de 6400 MW a 6100 MW (300 MW de bombeo que se saca de servicio) 3:25:30 Dispara, por alargamiento de flecha y contacto con árbol, la segunda línea de interconexión de Suiza. 24 min. LINEAS DE FRANCIA Y AUSTRIA HACIA ITALIA 3:25:34 4 segundos después de la interrupción de la interconexión con Suiza, disparan las líneas de interconexión con Francia y Austria. 4 seg

33 33 RECUPERACION 4:30 (+1.00) Las centrales hidroeléctricas de la zona alpina están listas para generar. 4:30 a 9:00 Se entran en servicio las centrales hidroeléctricas y paulatinamente se toma carga y se reestablecen parcialmente las interconexiones con Francia, Suiza y Austria. 9:00 (+5:30) En servicio todas las centrales del norte de Italia. Regiones del norte (Lombardía, Veneto, Piamonte y Emilia Romagna) con suministro. 12:00 (+7:30) En servicio todas las centrales de la zona septentrional y Sicilia. Regiones de Toscana, Marche, Lazio, Umbria y Abruzzi con suministro restringido. Sicilia funciona en isla local con restricciones. 13:00 (+8:30) Se reestablecen totalmente las interconexiones con Suiza. 24:00 (+20:30) Todas las centrales en servicio. Regjones del Sur (Campania, Puglia y Calabria) con suministro.

34 34 ASPECTOS SOBRESALIENTES El Sistema Italiano tenía generación disponible para subir Se trataba de un valle de fin de semana de 27.000 MW de demanda, con un pico previsto de 44.000 MW. La demanda de pico máxima de invierno es de 56.000 MW Estaban funcionando centrales de bombeo en modo bomba por 3600 MW Se conocía adecuadamente el nivel de riesgo de black-out? Fue correctamente evaluado y comunicado por el ETRAN? Aparentemente la reducción de 300 MW en bombeo fue insuficiente o si fue suficiente no hubo un correcto mantenimiento de la franja de servidumbre de la línea. La red italiana tiene alivio de carga por subfrecuencia. Si bien el mismo funcionó y se cortaron unos 10.000 MW, no fue efectivo porque también dispararon varios generadores (6000 MW) los cuales, sumados a la pérdida de la importación (6.000 MW) mantiene un déficit de 2000 MW y la frecuencia siguió cayendo.

35 35 NORESTE DE ESTADOS UNIDOS Y SUR DE CANADA 14 DE AGOSTO DE 2003

36 36 Fecha y hora: Jueves 14 de agosto 2003 a las 16:11 hora local. (17:11 Argentina) Resumen: A las 16:11 hs. se produce un colapso regional en la zona NE. de los EE.UU. y el sur de Canadá. La temperatura media del área llegaba a los 32 ˚C. Los eventos que produjeron el colapso del área comenzaron a desencadenarse por lo menos una hora antes del blackout. Las áreas afectadas por los cortes fueron: Zona de Grandes Lagos. Michigan Ohio Nueva York. Ontario Québec Nueva Jersey. Massachussets. Connecticut.

37 37 ISOs AFECTADOS AEP-American Electric Power FE-FirstEnergy ITC-International Transmission Company METC–Michigan Electric Transmission Company INDEPENDENT SYSTEM OPERATOR: NEW YORK ISO MIDWEST ISO PJM ISO ONTARIO IMO (Canada)

38 38 AREA QUE QUEDÓ SIN SUMINISTRO ELECTRICO Zona de Grandes Lagos. Este de Michigan Norte de Ohio Nueva York. Ontario Québec Nueva Jersey (parcial) Massachussets (parcial) Connecticut (parcial) Salieron de servicio cerca de 100 centrales, 22 de ellas nucleares

39 39 PROCESO TOTAL EN EL NORTE DE OHIO (cercano a Cleveland) Una central indisponible (880 MW) Una línea de 345 kV y un generador al sur de Ohio disparan Sale de servicio otra central vecina (550 MW) Sale una línea de 345 kV Una segunda línea aumenta su flecha y toca un árbol. Salen otras líneas de 345 kV por sobrecarga La red se debilita y los flujos toman caminos mas largos y colapsa por tensión el norte de Ohio y parte de Michigan EN LOS ESTADOS VECINOS (Michigan, New York, Pensylvania y Ontario) El debilitamiento de la red produce grandes oscilaciones de potencia, colapsos de tensión y salidas en cascada de líneas y generadores 2 horas 1 a 2 min

40 40 PROCESO TOTAL EN MIDWEST ISO Operadores del MIDWEST IS O ocupados en solucionar problemas en el sur de Ohio MIDWEST ISO tiene acciones limitadas sobre las empresas que supervisa Problemas en el SOTR de la empresa FIRST ENERGY impedían ver que ocurría en esa parte de la red FIRST ENERGY consultaba a Mid West ISO que estaba ocurriendo en su propia red Nadie ve la totalidad de la red Aparentemente los operadores estaban desfasados en el tiempo y ocupados en sucesos que habían ocurrrido media hora antes EN LOS OTROS ISO (New York, PJM. Ontario) No sabían que estaba ocurriendo. Sin tiempo suficiente para realizar acciones. 2 horas 1 a 2 min

41 41 CORTES DE DEMANDA Fue el mayor corte de suministro de la historia en EE UU La demanda cortada debido al desenganche descontrolado de líneas y generadores fue la siguiente: En el estado de New York el corte fue casi total

42 42 Reposición del servicio La reposici ó n tuvo la dificultad de la cantidad de plantas nucleares que salieron de servicio (alrededor de 20), cuyos reactores se envenenaron y tardan m á s de un d í a en volver a entrar en servicio. Estado a las 12:00 a.m. (hora local) del viernes 15 de agosto:

43 43 Reposición del servicio S á bado 16 de agosto a las 8 hs. -Sistema troncal de transmisi ó n restaurado -E/S parte de la generaci ó n que hab í a salido -Cortes rotativos. Domingo 17 de agosto a las 17 hs. -Todo el sistema de transporte se hallaba recompuesto. -La mayor í a de los generadores que salieron de servicio hab í an vuelto a rotar. 21 unidades restaban entrar. -Se recomend ó a la poblaci ó n moderar el consumo.

44 44 E.E.U.U. Y LOS APAGONES El primer apagón total que se produjo en ciudades importantes de EEUU fue el ocurrido el 9 de noviembre en 1965 en N. York. Quedaron afectados 13.000.000 de personas y la demanda afectada fue de 13000 MW. Como reacción a este evento se creó la NERC (North America Reliability Council). Es una organización de asociación voluntaria. El objetivo de su creación en el año 1968 fue lograr que el Sistema Eléctrico Norteamericano sea confiable, adecuado y seguro.

45 45 MUCHOS CENTROS DE OPERACIÓN VIOLARON POLITICAS Y NORMAS DE OPERACIÓN LAS CUALES CONTRIBUYERON DIRECTAMENTE AL INICIO DEL COLAPSO LOS PROCESOS DE MONITOREO (SOTR) Y DE JERARQUIAS OPERATIVAS DEMOSTRARON SER INADECUADOS CENTROS COORDINADORES Y CONTROLES DE AREAS TUVIERON DIFERENTES INTERPRETACIONES DE SUS FUNCIONES, RESPONSABILIDADES Y CAPACIDAD DEFICIENCIAS IDENTIFICADAS EN ANTERIORES BLACK OUT SE REPITIERON INCLUYENDO: CONTROL DE LA VEGETACION ENTRENAMIENTO DE OPERADORES HERRAMIENTAS PARA PERMITIR A LOS OPERADORES VIZUALIZAR MEJOR LAS CONDICIONES DEL SISTEMA LOS ESTUDIOS DE PLANEAMIENTO DE LA OPERACIÓN NO TENIAN MODELOS PRECISOS Y MUCHOS DATOS NO FUERON COMPARTIDOS ENTRE LOS CENTROS COORDINADORES REGIONALES LAS TECNOLOGÍAS DE PROTECCIONES DISPONIBLES NO FUERON APLICADAS CONSISTENTEMENTE Conclusiones del NERC

46 COLAPSO EN REGIONES CENTRO-CUYO-NOA Y AREA ROSARIO 03/10/2000 A LA 01:32

47 1° FALLA: 00:51 - DESENGANCHE DE SANTO TOME-ROSARIO OESTE POR FUERTES TORMENTAS 00:51 - DESENGANCHE LINEA SANTO TOME – ROSARIO OESTE

48 2° FALLA: 01:32 - DESENGANCHE DE SANTO TOME-ROSARIO OESTE POR FUERTES TORMENTAS 01:32 - DESENGANCHE LINEA RODRIGUEZ - ROSARIO OESTE

49 AREA DONDE SE PRODUJO EL APAGON AREA QUE QUEDÓ COLAPSADA CORTES : 2280 MW AFECTÓ A 10 PROVINCIAS COMPLETAS Y AL AREA DE ROSARIO

50 RECUPERACION – HORA 1 – ESTADO PREFALLA ENS=100 % 100%>ENS>80% ENS=0 % 20%>ENS> 0% 40%>ENS>20% 60%>ENS>40% 80%>ENS>60%

51 RECUPERACION – HORA 2 – INMEDIATO POSTFALLA ENS=100 % 100%>ENS>80% ENS=0 % 20%>ENS> 0% 40%>ENS>20% 60%>ENS>40% 80%>ENS>60%

52 RECUPERACION – HORA 3 ENS=100 % 100%>ENS>80% ENS=0 % 20%>ENS> 0% 40%>ENS>20% 60%>ENS>40% 80%>ENS>60%

53 RECUPERACION – HORA 4 ENS=100 % 100%>ENS>80% ENS=0 % 20%>ENS> 0% 40%>ENS>20% 60%>ENS>40% 80%>ENS>60%

54 RECUPERACION – HORA 5 ENS=100 % 100%>ENS>80% ENS=0 % 20%>ENS> 0% 40%>ENS>20% 60%>ENS>40% 80%>ENS>60%

55 RECUPERACION – HORA 6 ENS=100 % 100%>ENS>80% ENS=0 % 20%>ENS> 0% 40%>ENS>20% 60%>ENS>40% 80%>ENS>60%

56 RECUPERACION – HORA 7 ENS=100 % 100%>ENS>80% ENS=0 % 20%>ENS> 0% 40%>ENS>20% 60%>ENS>40% 80%>ENS>60%

57 RECUPERACION – HORA 8 ENS=100 % 100%>ENS>80% ENS=0 % 20%>ENS> 0% 40%>ENS>20% 60%>ENS>40% 80%>ENS>60%

58 CRISIS ELECTROENERGETICA 1988-1989

59 Inicio de la crisis electroenergética 1987: Reducción de reservas en El Chocón entre julio y octubre de 1987 trabajos de mantenimiento de presa. Retraso en la habilitación de equipos generadores razones económicas o atrasos en la ejecución de obras. Deterioro del parque generador térmico postergación o suspensión de los planes de mantenimiento programado de carácter correctivo, aunque el preventivo también se vio desplazado para atender las necesidades de la crisis. Baja hidraulicidad en el período 88/89 en los ríos de la cuenca del Comahue acompañado de lapsos de bajos aportes en el río Uruguay. Alta indisponibilidad del parque Nuclear. Crisis electroenergética 1988-1989

60 Mantenimiento – indisponibilidad En la época en que se estaba reformulando el Plan Energético, transcurría un período de retracción en el crecimiento de la demanda (desde la guerra de Malvinas de 1982) y de elevadas hidraulicidades en las centrales con embalses estacionales, habiendo ingresado la CN Embalse en 1983 y la CH Alicurá en 1984/85, lo que brindaba buenos márgenes de reserva operativa que no fueron aprovechados para efectuar los mantenimientos imprescindibles en los equipos térmicos ya bastante exigidos. Las distintas empresa eléctricas estaban obligadas a posponer inversiones y mantenerse operativas dentro de planes muy ajustados. Crisis electroenergética 1988-1989

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

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66 CAPITAL FEDERAL PLAN A1 Radio delimitado por las calles: Tarija, Liniers, Las Casas, Boedo, Chiclana, Caseros, Mármol, Las Casas, Castro Barros, Pavón, Boedo. Viamonte y Cerrito, Cerrito 636, Alsina 1502. Rivadavia, Mitre, Ayacucho, Callao. M. Brin, Caffarena, Gaboto, Pinzón. Agüero, Beruti, Laprida, Juncal, Pueyrredón, Peña, Anchorena, French, Austria, Juncal. Lugones, Rivadavia, Del Libertador, Manzanares, 3 de Febrero, Correa, 11 de Setiembre, Huidobro, Del Libertador, Pico, Calzadilla. P. de la Cruz, Cafayate, B. de Astrada, Tellier, Cnel. Roca, Piedrabuena, Madariaga, C. de Gomez. J. Newbery, Cabildo, Dumont, Savio, Dorrego, Libertador, Sarmiento, Cerviño, Oro, Demaría, Bullrich, Santa Fe, abildo, C.Arenal, C. de la Paz. S. Blas, Nazca, M. Cervantes, Artigas, R.E. de San martín, Condarco, Viale, Terrada, Galicia, San Nicolás, C. Díaz, Helguera. Gral. Paz, Andonaegui, Larralde, Miller, Nuñez, Galván, Pedraza, Triunvirato, Pirán, Ceretti, Pedraza, Constituyentes, Prado, Bolivia, Albarellos, Terrada, Escobar, Condarco, Bazurco, Helguera, Larsen, Argerich. Soc. Rural, Avda. armiento, Santa Fe. Santa Fe, Viamonte, Talcahuano, Cerrito. Arenales, Paraguay, Montevideo, Talcahuano. Arenales, Pellegrini, Florida, Paraguay. Pellegrini 1453, Cerrito, Arenales, Libertad, Arroyo. PLAN C1 Radio delimitado por las calles: Alsina, Tucumán, Matheu, Azcuénaga, Ayacucho, Sarandí. Piedrabuena, Zuviría, Gral. Díaz, La Rosa. Tronador 467. Gral. Paz, 3 de febrero, Ruiz Huidobro, Del Libertador, Pico, Calzadilla, Lugones. Monrroe, F. Alcorta, Sucre, Ramsay, Husares, Mendoza, Artilleros, Olazábal, Dragones, Basavilbaso. Cuz, Arroyo, Roca, Larrazábal. Escalada, Cruz. Gral. Paz, M. de Hoz, Tonelero, Crhue, Castro, Guaminí, Zelada. N. York, De los Constituyentes, Balivian, barzana, Gándara, Andonaegui, Llerena, Barzana, Constituyentes, Beiró, Nazca, Av. San Martín, Argerich, López, Nazca, Del Carril, Bolivia, Morán, Gavilán. Juncal, Las Heras, Callao, Guido. M.T. de Alvear, Ayacucho, Uruguay, Lavalle. Cerrito, Montevideo, Libertador, Santa Fe. J.B. Alberdi, Culpina, F. Bilbao, San Pedrito, Remedios, Portela, Bonifacio, Quirno. Del Libertador, Austria, Las Heras, Ocampo. Juncal, Montevideo, Alvear, Libertad, Guido, Esmeralda 1058.

67 GRAN BUENOS AIRES ZONA NOROESTE Plan A1 Pilar (N.O), Villa Rosa, Las Violetas, López Camelo ©, Hurlingham, Villa Tesei, William Morris. PLAN A2 Boulogne (O), San Andrés, Villa Libertad, Ballester, Pilar (N.O.) Barrio Manzanares, Amancay, Hurlingham (N) ZONA NOROESTE Plan B1 Olivos, Boulogne ©, Merlo (N), Barrio Reconquista, villa Libertad, Villa Bonich, Barrio Marconi, Barrio El Perejil, José C. Paz (N) (N.O.), Barrio Alberdi. PLAN B2 San Martín, Villa Lynch, Villa Plaggio, Morón (N.O.), Barrio Los Limones, Cruce Castelar, Hurlingham (S).

68 16% ENS/mes 25% ENS/día Crisis electroenergética 1988-1989

69 Antonio Lima La Experiencia Brasileña con la Crisis de Energía en 2001

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

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

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

73 25%10% Racionamiento

74 Perdidas de US$100 billones Energía por Producto Interno Bruto

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

76 SITUACION ENERO ABRIL 2004

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

78 Inyección Diaria de Gas – Enero 03 a Abril 04 Margen Transporte

79 Inyección Diaria de Gas – Enero-Set 03-04

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

81 Evolución Reserva Térmica Fuerte disminución de la reservas térmicas para preservar las hidráulicas con indisponibilidades de la primera.

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

83 Situación MEM - Operación Semanal Prevista El aumento de reservas de esta semana condicionado a la disponibilidad real de CCs y ofertas de gas. A partir del 1° de mayo se liberan las restricciones de Qmax en las C.H. de Chocón, Banderita y Piedra del Águila

84 Despacho Térmico Diario Inicio Despacho Ter Liq Inicio Gas SSC27

85 MAXIMO REQUERIMIENTO TERMICO Desde 10-03-04 SUSPENSIÓN MAPRO C.N.EMBALSE Desde 12-03-04 REDUCCION DE LOS GUI DE MÁX. REQ. TÉRMICO (desde el 01-05-04 no hay GUI de este tipo) Desde 18-03-04 REDUCCIÓN DE EXPORT. A URUGUAY SIN RESPALDO Desde 18-03-04 REDUCCION DE TENSIONES De29-03-04 – Hora 16:00 DE DISTRIBUCIÓN (-5%) a30-03-04 – Hora 15:00 CRONOLOGÍA DE LAS MEDIDAS APLICADAS

86 IMPORTACION DE BRASIL De30-03-04 – Hora 01:00 (a devolver, sin remuneración) a02-04-04 – Hora 24:00 GAS ADICIONAL POR DISP. SSC 27/04 Desde 30-03-04 PASAJE DE 300 MW DESDE BRASIL HACIA URUGUAY De 19-04 al 05-05-04 AUTORIZACIÓN MAPRO EMBALSE Desde 29-04-04 GAS ADICIONAL DISP. SSC 27/04 PARA CENTRO-CUYO-NOA POR SEGURIDAD CON C.N.EMBALSE F/S Desde 06-05-04 IMPORTACION DE BRASIL con remuneración Desde 06-05-04 (300 MW para el SADI y 200 MW para Uruguay) 13/05/04 Finalizó la devolución de energía de emergencia a Brasil CRONOLOGÍA DE LAS MEDIDAS APLICADAS

87 87 DISMINUCION DE LA DEMANDA A TRAVES DE LA REDUCCIÓN DE LA TENSION

88 88 SOLICITUD DE REDUCCION DE TENSION - LUNES 29/03/04 DEBIDO A ESCASEZ DE COMBUSTIBLES Y RESERVAS HIDRAULICAS, EL LUNES 29/03/04 SE DEBIÓ DISMINUIR LA DEMANDA EN FORMA PROGRAMADA A TRAVÉS DE UNA REDUCCION DE TENSIONES DE DISTRIBUCION (33 Y 13,2 KV) SE REQUIRIÓ A AGENTES DEMANDANTES REDUCCIÓN DE TENSIÓN DE 5% RESPECTO A NIVELES NORMALMENTE OPERADOS, SIN ORIGINAR CORTES DE SUMINISTRO Y SIN QUE LAS TENSIONES DESCIENDAN A NIVELES MENORES QUE EL LÍMITE INFERIOR DE LA BANDA NORMAL DE MT (PUEDE VARIAR EN C/DISTRIBUIDORA) SE LOGRÓ UNA REDUCCIÓN EN EL CONSUMO DE ENERGÍA ELECTRICA DE ALREDEDOR DE 3% LA MEDIDA PERMANECIÓ SOLAMENTE 1 DÍA

89 89 EFECTOS DE LA DISMINUCION DE TENSION TIPO DE DEMANDA EFECTIVIDAD EFECTO PARA EL USUARIO ILUMINACION CALENTAMIENTO ELECTRICO (estufas, calefones) ALTA MENOR LUMINOSIDAD MENOR CALOR FUERZA MOTRIZ (LAVARROPAS, HELADERAS, VENTILADORES, BOMBAS, REFRIGERACION) MEDIA (Termostatos atemperan el efecto) MENOR VELOCIDAD MENOR ENFRIAMIENTO MENOR CAUDAL INDUSTRIAS MEDIA Y BAJA (muchos controles automáticos atemperan el efecto) COMBINACIÓN DE EFECTOS ANTERIORES LA REDUCCION DE LA TENSION NO AFECTA LA VIDA UTIL DE ARTEFACTOS ELECTRICOS PORQUE ESTAN PREPARADOS PARA ESTE FUNCIONAMIENTO EN GENERAL, ES IMPERCEPTIBLE PARA LOS USUARIOS

90 90 EFECTO DE LA VARIACIÓN DE TENSIÓN EN DIFERENTES TIPOS DE DEMANDA

91 91 EFECTO DE LA VARIACIÓN DE TENSIÓN EN LA DEMANDA GLOBAL DEL SADI DISMINUCION 5% EN LA TENSION REPRESENTA DISMINUCION APROX. 3% DE LA DEMANDA

92 92 CAMBIADORES DE TOPES BAJO CARGA DE LOS TRANSFORMADORES ESTACION TRANSFORMADORA DONDE SE MANIOBRA PARA LA REDUCCION DE TENSION 33KV 13,2KV 132 KV ALIMENTADORES DE MEDIA TENSION CUANDO SE CAMBIA LA POSICION DE LOS TOPES SE MODIFICAN LAS TENSIONES DE DISTRIBUCION (13,2 Y 33 KV)

93 93 CIRCUITOS DE ALIMENTACION DESDE UNA E.T. DE 132 KV 13,2KV 33KV 132 KV 380/220V INDUSTRIA ALIMENTADA EN 13,2 KV DOMICILIOS ALIMENTADOS EN: 380 V (ALIMENTACION TRIFÁSICA) 220 V (ALIMENTACION MONOFASICA) E.T. 132/33/13,2 KV EN DISTROS PERTENECE A LA TRANSPORTISTA EN EDENOR, EDESUR, EDELAP, EPEC, EPESF, EDEERSA, ETC. PERTENECE A DISTRIBUIDORA SUBESTACIONES 13,2 / 0,380 KV SUBESTACION 33 / 0,380 KV

94 94 EFECTO DE REDUCCION DE TENSION AGUAS DEBAJO DE CADA E.T. 13,2KV 33KV 132 KV 380/220V INDUSTRIA ALIMENTADA EN 13,2 KV CUANDO LAS TENSIONES DE 13,2 Y 33 KV BAJAN UN 5%, LAS TENSIONES A USUARIOS FINALES TAMBIEN BAJAN UN 5% 5% DOMICILIOS ALIMENTADOS EN: 380 V (ALIMENTACION TRIFÁSICA) 220 V (ALIMENTACION MONOFASICA)

95 95 NUEVOS TIPOS DE DEMANDA LA MODERNIZACIÓN DE EQUIPOS ELECTRÓNICOS DESTINADOS A USO DOMESTICO, COMO SER TELEVISORES, PC, EQUIPOS DE AUDIO, ETC., POSEEN FUENTE DE ALIMENTACIÓN PARA RANGOS DE TENSIÓN DE 100 V A 240 V. SON INSENSIBLES A LAS VARIACIONES DE TENSIÓN NO DISMINUYEN SU CONSUMO CON LA REDUCCION DE TENSIÓN ESTA DEMANDA ES DE BAJA PROPORCIÓN DENTRO DEL TOTAL DEL SADI (ENTRE 3 A 6% APROX).

96 96 CONCLUSIONES LA NECESIDAD DE REDUCCIÓN DE TENSION PARA LOGRAR DISMINUIR LA DEMANDA POR ESCASEZ DE OFERTA FUE DE USO ESPORÁDICO DESDE LA CREACIÓN DEL MEM (1 DÍA EN LOS ÚLTIMOS 10 AÑOS) EL RECURSO ES EFECTIVO YA QUE LOGRA UNA DISMINUCIÓN DE LA DEMANDA SIN INTERRUMPIR EL SERVICIO, SIN AFECTAR A LOS APARATOS E INSENSIBLE PARA EL USUARIO NO ES APLICABLE EN ZONAS QUE TIENEN NORMALMENTE BAJAS TENSIONES POR INSUFICIENCIA DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN

97 97

98 98 Autonomía generando con Líquido Capacidades m3 Potencia Consumo Pot Comb /día Autonomía días FO GO MW TV MW TG FO m3 GO m3 FO GO San Nicolás San Nicolás 15000 15090 650 845 4 211 3 577 3.6 4.2 Sorrento 17000 221 1 432 11.9 Luján de Cuyo 7560 2400 120 374 824 1 685 9.2 1.4 Dock Sud 3800 845 3 923 1.0 Costanera 55000 8000 1131 1172 6 595 5 441 8.3 1.5 Puerto NP + PN 35000 20700 979 850 6 089 3 482 5.7 5.9 Dique 620 55 541 1.1 GECOR Pilar 33000 200 1 451 22.7 GECOR Levalle 2690 46 459 5.9 GECOR Villa María 2940 48 478 6.1 EPEC Sudoeste 460 100 983 0.5 EPEC Río Cuarto 1227 32 323 3.8 EPEC San Francisco 907 39 405 2.2 EPEC Dean Funes 460 33 32 323 1.4 G. Mediterránea M Maranzana 2000 74 455 4.4 C COSTA ATL Necochea 20000 204 1 427 14.0 C COSTA ATL Mar del Plata 10000 3600 125 56 939 566 10.6 6.4 C COSTA ATL Mar de Ajó 2200 30 328 6.7 C COSTA ATL Gesell 3000 28 291 10.3 Piedrabuena 49000 620 3 695 13.3

99 99 Autonomía generando con Líquido Las centrales que cuentan con la alternativa de consumir combustibles líquidos disponen de tanques que posibilitan el almacenamiento del combustible. El detalle de las capacidades de almacenamiento es el detallado en la tabla anterior. Ahora bien, si consideramos la rotación de la capacidad de tanques o la autonomía existente en las distintas centrales a un régimen de consumo máximo posible, podemos definir la velocidad de reposición necesaria. La reposición del consumo debe realizarse a una velocidad por lo menos igual al consumo diario por el tiempo de ingreso de un nuevo cargamento, el que debe ser inferior a la capacidad disponible, (vacío de tk)

100 100 Autonomía generando con Líquido Por ejemplo: Si Central Puerto tuviera su máxima capacidad de tanques con FO y no tuviera nada de gas y todas sus unidades operaran a máxima potencia, la existencia alcanzaría para operar durante menos de 6 días, Costanera cerca de 8 días, San Nicolás menos de 4 días, etc.

101 101 Situación MEM – Cons. Total FO 2005 Real vs Prev. MO05

102 102 GENERACION HIDROELECTRICA RESULTADOS Y PERSPECTIVAS

103 103 Aportes Medios Sem 1 a 52 vs Históricos

104 104 Aportes Medios Sem 1 a 52 vs Históricos

105 105 Aportes Medios Sem 1 a 52 vs Históricos

106 106 Aportes Medios Sem 1 a 52 vs Históricos

107 107 Resultados - Evolución El Chocón

108 108 Resultados - Evolución Piedra del Aguila

109 109 Resultados - Evolución P. Banderita

110 Consumo Anual Combustibles

111 Balance Energético Anual El crecimiento de la demanda se cubre con un mayor uso del parque térmico, con gas y combustibles alternativos

112 Consumo Anual por Tipo Combustible Los combustibles alternativos (carbón, fuel y gas oil) se utilizan en buena medida para cubrir el aumento del requerimiento térmico

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