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Análisis de viabilidad técnico-económica de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos en la provincia de Santa Fe
(2022) Castillo, Fabricio Martín; Gallo, Angel Ezequiel; Cea, Marcos; Manassero, Ulises
Se pretende estudiar diferentes cuencas hídricas a lo largo y ancho de la provincia de Santa Fe, con la finalidad de analizar la posible inserción de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (PAHs) para la generación de energía eléctrica y su posterior inyección en la red. A su vez, mediante estudios en régimen estático, se procura identificar aquellos corredores de transmisión y subtransmisión que presenten parámetros de operación por fuera de los límites admisibles. Consecutivamente, se busca realizar un conjunto de estudios eléctricos, energéticos y económicos con la finalidad de estimar el impacto de los PAHs en la red, y a su vez, determinar retrasos en la implementación obras de infraestructura de mayor envergadura que pueden ser requeridas por el subsistema bajo análisis.
Análisis del impacto del reemplazo de equipos de cocción y calefacción de gas natural por electrodomésticos en una red de potencia adaptada
(Secretaría de Cine, Tecnología e Innovación Productiva. UTN-FR Avellaneda, 2021-04-10) Cea, Marcos; Manassero, Ulises; Marelli, Pablo; López, Diego; Steinmann, Irene
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.
Análisis del impacto sobre la red de subtransmision de la provincia de Entre Ríos de generación renovable gestionable y no gestionable
(IV CITTIE, 2022) Cea, Marcos; Manassero, Ulises; Cano, Damián; Acosta, Javier; López, Diego; Torres, José Luis
El incremento de la demanda de energía eléctrica requieren como contraparte ampliaciones del parque de generación de energía para abastecer la misma. A raíz del cambio en los paradigmas, en la actualidad se busca cubrir parte de esta demanda, a partir de recursos renovables e incluso reducir la generación de tipo convencional. Considerando que las inversiones en generación distribuida renovable en una red eléctrica de distribución se producen de manera progresiva y no en forma conjunta, y a su vez, que es requerimiento determinar el impacto de dichos proyectos en el comportamiento y operación del subsistema en el cual ingresan, y, partiendo de estudios previos de factibilidad del ingreso de centrales térmicas de biogás y parques fotovoltaicos, en el presente trabajo se analizan cuáles proyectos son los más beneficios para el sistema interconectado provincial de Entre Ríos. Se definen y estudian tres indicadores técnicos de operación: potencia nominal de la generación distribuida renovable, variación porcentual de tensión promedio en nodos por potencia inyectada y variación porcentual de pérdidas activas del alimentador por potencia inyectada. En función de los indicadores, se asigna un orden de prioridad a cada proyecto propuesto para su ingreso en la red. Finalmente, con simulaciones de flujos de potencia se evalúa el impacto que produce la operación en conjunto de las distintas centrales conectadas a la red, determinando a su vez la capacidad máxima de parques fotovoltaicos y centrales térmicas de biogás admisibles en simultáneo por la red de transmisión y subtransmisión de la provincia de Entre Ríos. Los resultados dejan entrever que, de la potencia total teórica, es decir, la suma de potencias individuales de generación distribuida renovable admitidas por nodo, el subsistema podría admitir aproximadamente 224,5 MW, de los cuales aproximadamente el 95% corresponde a parques fotovoltaicos y el otro 5% a centrales térmicas de biogás. Pero debido a las restricciones técnicas que impone la red, los valores de potencias nominales de los parques fotovoltaicos se ven reducidos en promedio un 48%, admitiendo la red 112,5 MW totales, de los cuales el 90,7% corresponde a energía solar y el restante 9,3% a energía térmica de biogás. Los módulos de potencia admitidos presentan diferentes razones de restricción que se deben a los niveles de tensión y cargabilidad de líneas, tanto en condiciones normales de operación como ante contingencias, y a las fluctuaciones de tensión ocasionadas por variaciones rápidas de potencia en los parques solares o la desconexión intempestiva de las centrales térmicas de biogás.
Análisis energético de la inserción de genera renovable gestionable y no gestionable en la provincia de Entre Rios
(10º IDETEC, 2022) Cea, Marcos; Torres, José Luis; Furlani, Rodrigo; López, Diego; Acosta, Javier; Cano, Damián
Ante el cambio de paradigma que se ha presentado en la planificación y ampliación de redes de subtransmisión con la incorporación de generación distribuida a partir de fuentes renovables de energía, impulsado principalmente por sus diversas ventajas, entre las cuales se destaca la posibilidad de retrasar la implementación de obras de infraestructura de red. A partir de un estudio previo de factibilidad de inserción de generación renovable, en el presente trabajo se pretende analizar la producción energética individual y global de los distintos proyectos renovables, de manera de poder determinar cómo impactan en los niveles de energía no suministrada, las pérdidas activas y la energía demandada a la red de transporte. A su vez, se propone la ampliación en la infraestructura de red que tienda a disminuir la demanda no abastecida, mejorando la calidad de energía. Finalmente, se realiza la comparación técnica de tres escenarios posibles de estudio: sin generación renovable, con generación y con obras de infraestructura propuestas. Los resultados dejan entrever que la incorporación de generación renovable posibilita una reducción del 72% en los niveles de energía no suministrada y un 19% en las pérdidas de energía activa, mientras que, con el análisis de nuevas obras en la red, la demanda no abastecida disminuye un 6% y las pérdidas se incrementan un 16%. Esto vislumbra las ventajas de la inserción de generación distribuida renovable, en el corto plazo, para subsanar situaciones críticas de operación de la red hasta que se puedan implementar obras de infraestructura que acarrean mayores costos y tiempos de ejecución.
Análisis energético de proyectos de generación renovable en la red de transmisión de Cuyo y Comahue
(Jornadas de Ciencia y Tecnología, 2021-10-27) Cea, Marcos; Cano, Damián; Banegas, Juan Marcos; Acosta, Javier; Gaspoz, Pablo
El presente trabajo tiene como objetivos analizar la potencia máxima de generación renovable a ingresar en las redes de transmisión de las regiones de CUYO y COMAHUE y la evaluación de la integración de los parques eólicos y fotovoltaicos en el desplazamiento de generación distribuida térmica convencional. La metodología empleada parte del análisis de energía de cada uno de los proyectos de generación renovable intermitente. A su vez, se estima la curva de carga anual de las regiones bajo estudio y se indaga su tasa de crecimiento interanual. Finalmente, se evalúan montos de energía No Suministrada en un período de 15 años. La inserción de la nueva generación optimiza el abastecimiento de la energía mediante el aprovechamiento de los recursos renovables de la región, de modo que responda a las necesidades de la demanda, minimizando el aporte de energía por generación convencional y de energía No Suministrada por condiciones inadmisibles en la red.
Aplicación de métodos probabilísticos y de optimización para la ubicación de equipos de protección en líneas de media tensión
(IV CITTIE, 2022) Loyarte, Ariel; Manassero, Ulises; Nahs, Alexander; Cea, Marcos; Marelli, Pablo
El diseño de sistemas de protección y la ubicación de sus elementos en redes de distribución de energía eléctrica, se sustenta históricamente en exigencias operativas, encontrándose, en ocasiones, soluciones arbitrarias basadas principalmente en la experiencia de los encargados de su planificación. En este marco, considerando las exigencias de entes regulatorios y teniendo en cuenta la sensibilidad a fallas, se propone diseñar una metodología que permita identificar la mejor ubicación de un equipo reconectador y/o seccionalizador de línea de media tensión, tal que se minimicen los costos globales de operación y mejoren los índices de confiabilidad de los usuarios. Para ello, se aplican métodos probabilísticos como la simulación de Montercarlo y métodos evolutivos de optimización. El planteo clasifica los diferentes tramos de línea según su accesibilidad para tareas de mantenimiento y según el tipo de cliente al que suministran energía. En función de estas clasificaciones, se establecen factores de ponderación para asignar tiempos de reposición. La frecuencia de las fallas en los tramos se establece de acuerdo con la información estadística obtenida para la red de aplicación, según los registros de la empresa distribuidora. Finalmente, la eficacia de las técnicas propuestas se evalúa a partir de su aplicación a una red de distribución real típica, modelada y simulada mediante un software específico para la representación de sistemas eléctricos de potencia.
Desarrollo de técnicas de reconfiguración en una red de distribución de media tensión industrial
(5º CADI - 11º CAEDI - 3º CLADI, 2021-10-05) Manassero, Ulises; Nahs, Alexander; Cea, Marcos; Marelli, Pablo; Furlani, Rodrigo
En la actualidad, debido a la criticidad de sus procesos, la mayoría de los clientes industriales requieren elevadas tasas de disponibilidad del suministro eléctrico para lo cual resulta de vital importancia que las redes de energía eléctrica presenten altos niveles de confiabilidad. En el presente trabajo se efectúa el modelado de una red de distribución de tipo industrial de media tensión en un software de simulación, identificando y clasificando a los diferentes usuarios, según el nivel de criticidad de sus procesos productivos, respecto a los requerimientos de disponibilidad, cantidad y calidad de abastecimiento de energía eléctrica. Se determinan las fallas a simular, asignando valores de frecuencia y duración de las mismas, según datos estadísticos de referencia. Luego se corren flujos de carga para el conjunto de fallas y se realiza el estudio de las reconfiguraciones en la red, con el objetivo de mejorar la confiabilidad y brindar suministro a las demandas críticas utilizando como criterio la minimización de sobrecargas y la optimización de tensiones. En función a los resultados obtenidos se realiza un análisis comparativo de las diferentes opciones de reconfiguración de la red, focalizadas en los valores de demanda no abastecida, niveles de cargabilidad máximos, perfiles de tensión mínimos obtenidos en la red y el porcentaje de abastecimiento de las demandas industriales de gran potencia. Finalmente se obtienen conclusiones orientadas a cuáles son las reconfiguraciones más recomendables a los fines de brindar suministro a los usuarios industriales.
Desplazamiento del uso de gas residencial por energía eléctrica y su impacto en la operación técnica y económica del SADI
(CIDEL Argentina, 2022) Manassero, Ulises; Cea, Marcos; Marelli, Pablo; López, Diego; Banegas, Juan Marcos; Steinmann, Irene
Argentina depende ampliamente de los hidrocarburos en su matriz energética, especialmente en la generación eléctrica, donde las plantas térmicas a base de combustibles fósiles representan el 64% de la producción. El Gas Natural (GN) es el combustible dominante, superando el 90% del consumo total de hidrocarburos, principalmente en centrales térmicas, industrias y hogares. La demanda de GN varía estacionalmente, priorizando el suministro residencial durante los meses fríos, lo que afecta la disponibilidad para industrias y generación eléctrica. La insuficiencia de GN durante los meses de alta demanda lleva al uso de combustibles líquidos y sólidos, menos eficientes y más contaminantes. A pesar de esto, Argentina sigue una tendencia global de aumento en el uso de GN, con proyecciones que destacan su papel dominante en el futuro, impulsado por las reservas del yacimiento "Vaca Muerta". Sin embargo, el déficit actual y la necesidad de alternativas aumentan las emisiones contaminantes y los costos de energía. En cuanto a la distribución del consumo eléctrico, hay un equilibrio entre los sectores residencial, comercial e industrial, con un ligero aumento residencial en los extremos de temperatura debido al uso intensivo de equipos de calefacción y refrigeración poco eficientes. Aunque se promueve la eficiencia energética, se espera que el consumo residencial aumente con la adopción de electrodomésticos más demandantes. Para modernizar la matriz energética, se propone una transición hacia usuarios residenciales electrointensivos (URE), donde la electricidad reemplace al GN en todas las funciones energéticas. Este modelo, observado en países nórdicos, es evidente en construcciones específicas en Buenos Aires y Rosario, donde los hogares dependen exclusivamente de la electricidad para todas sus necesidades energéticas.
Estimación de la reserva rotante adicional necesaria en la red patagónica por acceso de proyectos de generación eólica
(5º CADI - 11º CAEDI, 2021-10-05) Cea, Marcos; Solari, Agustín; Marelli, Pablo; Acosta, Javier; Furlani, Rodrigo
La incorporación masiva de proyectos de generación renovable intermitente, como la generación eólica, implica grandes cambios en la forma tradicional en que son operados los sistemas de potencia, principalmente desde el punto de vista de la regulación de frecuencia. La práctica ha demostrado que los requerimientos del sistema para mantener el balance de potencia activa y de reserva operativa también deben aumentar de forma de mantener los niveles de seguridad y calidad del suministro. Sumado el hecho de que estas fuentes intermitentes van a ir desplazando progresivamente a la generación convencional, menores inercias del sistema son esperables y, por ende, peores respuestas de los controles de frecuencia. El objetivo planteado para el presente estudio consiste en realizar estimaciones de la reserva de potencia rotante adicional que debe disponerse en la región patagónica debido a las fluctuaciones de potencia que pueden esperarse por la inserción de los nuevos proyectos de parques eólicos, optimizando el abastecimiento de energía, minimizando los tiempos de respuestas y evitando perturbaciones en el sistema. Para ello, se siguen los lineamientos generales establecidos para la determinación de la reserva para regulación primaria y secundaria de frecuencia en el Sistema Argentino de Interconexión. A partir de datos estadísticos que caracterizan la variabilidad de la carga y de la potencia eólica en la zona de influencia de los parques, se estiman los parámetros que describen la variabilidad de una carga equivalente que incluye el efecto de las variaciones de la carga propiamente dicha y de la generación eólica.
Estudio de riesgo por arco eléctrico según AEA 92606. Análisis de sensibilidad de resultados
(VI ARGENCON, 2022-09) Manassero, Ulises; Loyarte, Ariel; Sangoi, Emmanuel; Fernández, Juan Pedro; Cea, Marcos; Rossi, Lautaro
Se consideran los procedimientos fijados en la norma AEA 92606 para la determinación del riesgo existente en ocasión de arco eléctrico. Estos procedimientos se aplican a un caso de estudio específico con el objetivo de analizar la sensibilidad de los resultados a la modificación de las distintas variables intervinientes. Como caso de estudio se analizan dos puntos con distinto nivel de tensión de una subestación de transformación de 13,2/0,4 kV de la ciudad de Santa Fe. Los resultados permiten apreciar la relevancia de las mencionadas variables y el grado de precisión requerido durante el relevamiento de datos para el estudio. Se destaca la importancia asociada a la correcta definición de la corriente de cortocircuito, el tiempo de arco, la distancia de trabajo y la clasificación del recinto donde se produce el arco.
Impacto de generación distribuida renovable en la operación del sistema interconectado provincial de Entre Ríos
(Jornadas de Ciencia y Tecnología, 2021-10-27) Cea, Marcos; Solari, Agustín; López, Diego; Fernández, Juan Pedro; Marelli, Pablo; Steinmann, Irene
Se analiza la producción energética individual y global de distintos proyectos de generación renovable gestionable y no gestionable ideados para el sistema interconectado provincial de Entre Ríos, con la finalidad de verificar su impacto en los niveles de Energía No Suministrada -consecuencia de la operación de la red fuera de los límites admisibles-, las pérdidas activas del subsistema y la energía demandada al sistema argentino de int erconexión. A su vez, se propone una ampliación de la infraestructura de red de alta tensión que tienda a disminuir los montos de Energía No Suministrada y mejorar la calidad del producto técnico. La incorporación de generación renovable impacta significativamente en las condiciones de operación de la red, destacándose reducciones anuales del 65% en los niveles de energía no abastecida, 19% aproximadamente en las perdidas Joule de la red y valores en torno al 22% en la compra de energía al sistema argentino de interconexión.
Impacto sobre la red de distribución de técnicas de gestión de demanda aplicadas en usuarios residenciales convencional y electrointensivos
(CIDEL Argentina, 2022) Cea, Marcos; Manassero, Ulises; Loyarte, Ariel; Torres, José Luis; Vega, Jorge Rubén
El texto analiza la evolución y las implicaciones de la transición de usuarios residenciales convencionales (URC) a usuarios residenciales electrointensivos (URE) en el consumo de energía eléctrica, especialmente en el contexto de la ciudad de Santa Fe. Se señala que mientras las redes eléctricas han experimentado una expansión para satisfacer la creciente demanda de usuarios, las redes de distribución de gas natural (GN) se han visto limitadas en su expansión, lo que ha llevado a un retroceso en la participación del consumo final de GN en hogares. Se identifican dificultades en la infraestructura de distribución de GN, como la falta de capacidad para abastecer nuevas demandas, altos costos de instalación y problemas constructivos en las obras. Esto ha resultado en la sustitución de equipamiento a gas por electrodomésticos eléctricos en los hogares. El texto propone la identificación de perfiles de carga diarios para URC y URE en diferentes escenarios estacionales, lo que permite evaluar el impacto de cada carga unitaria en el consumo total de energía y en el pico de demanda. Se observa un aumento significativo en la demanda de energía para los URE, especialmente en invierno, debido a la ausencia de GN y/o equipos que lo utilicen. Esto se traduce en un aumento en la cargabilidad de las líneas de distribución eléctrica, llegando en algunos casos a valores cercanos a los nominales. Se plantea la necesidad de nuevas configuraciones de red o incluso obras de distribución adicionales para satisfacer la demanda adicional de cargas eléctricas especiales. Se concluye que la transición a usuarios residenciales electrointensivos implica desafíos significativos para el sistema de distribución eléctrica, incluyendo la necesidad de una planificación cuidadosa para garantizar la capacidad adecuada y mantener los parámetros de calidad de servicio. Además, se destaca que aunque hay un mejor aprovechamiento de la red de distribución, el aumento de las potencias máximas operadas por los distribuidores puede afectar negativamente el desempeño del sistema.
Prioridad de instalación de proyectos de generación distribuida en un corredor radial según criterio de estabilidad de tensión
(2014) Sangoi, Emmanuel; Cea, Marcos
El corredor radial del noroeste de la provincia de Santa Fe, debido a su gran extensión y demandas importantes, presenta serios inconvenientes para su operación normal frente a escenarios de máxima demanda. En trabajos anteriores el Grupo de Control y Seguridad Eléctrica ha evaluado la ubicación, el modo de despacho y los módulos de potencia más apropiados de la generación distribuida a instalar en la región. Este tipo de generación manifiesta impactos notables en los perfiles de tensión de un corredor radial. De acuerdo al desarrollo de las curvas P-V y Q-V, fue analizada la estabilidad de tensión del corredor y con ello se estableció un orden de prioridad en la ejecución de cada uno de los proyectos propuestos. Como aspecto desfavorable, se observa que una mayor inyección de potencia reduce el margen entre la tensión de colapso del sistema y la mínima admisible para la prestación normal del servicio.
Selección del emplazamiento para instalación de generación distribuida en un corredor radial de 132 kV. Evaluación según estudios eléctricos en régimen estacionario
(2014) Sangoi, Emmanuel; Cea, Marcos
La Argentina se encuentra inmersa en una profunda crisis energética. El retraso de inversiones en la red de transmisión ha propiciado, como solución inmediata y de corto plazo, la instalación de generación distribuida (GD). El corredor de 132 kV del noroeste de la Provincia de Santa Fe presenta una longitud extensa y demandas importantes en localidades agroindustriales. Frente a escenarios de máxima demanda, las caídas de tensión tornan dificultosa su operación normal. Por ello, han surgido proyectos de GD para instalar en la región, aunque su ubicación y potencias nominales no se corresponden a un óptimo desempeño del subsistema. En este trabajo se ha desarrollado una metodología tendiente a obtener los máximos módulos de potencia a instalar de GD y la ubicación óptima, según criterios de calidad del producto técnico, máxima eficiencia en el transporte y adaptación a las condiciones de diseño del equipamiento de las Estaciones Transformadoras (ET).
Valoración de la reserva adicional de potencia por inserción de generación renovable en las regiones eléctricas de Cuyo y Comahue
(Jornadas de Ciencia y Tecnología, 2022) Cea, Marcos; Cano, Damián; Acosta, Javier; Marelli, Pablo
La inserción de generación renovable intermitente a gran escala en los sistemas interconectados trae aparejado el desafío técnico del aumento de los requerimientos de reserva de potencia erogada por los parques eólicos o fotovoltaicos debido a la variabilidad del viento o la irradiancia solar a lo largo del día. A partir de esta premisa, en este trabajo se propone una metodología con el objetivo de estimar la reserva rotante adicional de potencia para regulación de frecuencia en el subsistema conformado por las regiones eléctricas de Cuyo y Comahue, debido a las fluctuaciones de potencia esperables por la inserción de los nuevos proyectos de generación tanto eólicos como solares. Para ello, a partir de la caracterización estadística de las fluctuaciones de la demanda de la red, y de datos estadísticos que describen la variabilidad de la potencia renovable, se determina los parámetros que describen las variaciones de una demanda neta, a partir de la cual se obtienen los montos de energía no suministrada tal que permitan determinar de la reserva para regulación primaria y secundaria de frecuencia.

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