Browsing by Author "Torres, José Luis"
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Item 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 LuisEl 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.Item 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, DamiánAnte 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.Item Estudio del impacto en la red de transmisión de Cuyo y Comague del ingreso de generación renovable intermitente(IDETEC 2020, 2021-06-21) Cea, Marcos M.; Cano, Damián A.; Acosta, Javier; Banegas, Juan Marcos; Torres, José Luis;A partir de la sanción de la Ley N° 26.190 en diciembre de 2006 y su posterior modificación y ampliación a través de la Ley N° 27.191 sancionada en septiembre de 2015, en Argentina, se produjo un incremento en la incorporación masiva de grandes proyectos de generación renovable intermitente como ser la generación eólica y solar. Estos impactan directamente en la forma en que son operados los sistemas eléctricos de potencia, a su vez que pueden generar inconvenientes en la calidad del servicio técnico debido a la intermitencia del recurso. En este marco, el presente trabajo analiza y propone obras eléctricas de acceso a los proyectos de generación renovable, enmarcadas dentro de rondas RENOVAR, MATER y Resolución 202, proyectadas para las regiones eléctricas de CUYO y COMAHUE, en el nivel de tensión 132 [kV]. Se evalúa el impacto de los proyectos de GRI tanto en forma individual como conjunta en las condiciones de operación de la red de transmisión. Finalmente, se evalúan posibles obras de infraestructura de red adicionales, tal que permitan evacuar el excedente de generación, a fin de evitar el vertido energético, maximizando la inyección anual de energía y manteniendo así los índices de confiabilidad del sistema. Las diferentes simulaciones, requeridas por el estudio, se ejecutan sobre las redes de transporte y transmisión de las regiones de CUYO y COMAHUE. La misma se modela con un software específico de sistemas eléctricos de potencia, utilizándose sus herramientas de simulaciones en régimen estático. A su vez, mediante análisis de flujos de potencia se determinan las curvas P-Q de los diferentes bloques de generación, niveles de cargabilidad de la red y perfiles de tensión en nodos de extra alta y alta tensión, a fin de verificar los códigos de red establecidos por CAMMESA. Del análisis de los resultados obtenidos para escenarios de demanda máxima y mínima, tanto en condición de red completa como incompleta, se determina que, para superar aquellas condiciones en que la red se torna inoperable se requiere la implementación de obras de infraestructura tanto en el nivel de 500 [kV] como en el de 132 [kV], ayudando esto a mantener los parámetros operativos dentro de márgenes admisibles, conservándose la confiabilidad del subsistema analizado.Item 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 RubénEl 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.Item Metodología para cálculo de costos operativos de sistemas eléctricos de potencia(5º CADI - 11º CAEDI - 3º CLADI, 2021-10-05) Manassero, Ulises; Ordoñez, Emanuel; Fernández, Juan Pedro; Torres, José Luis; Banegas, Juan MarcosEl trabajo presenta un estudio y análisis de costos del sistema interconectado de la provincia de Corrientes. El objetivo principal es determinar la participación de los distintos tipos de costos en una proyección de la demanda a 20 años, con la condición de minimizar la dependencia de abastecimiento desde los enlaces interprovinciales, solo conectando estos en caso de falla en la red. Se efectúa el modelado de la red en estudio en un software de simulación y luego se corren flujos de carga para distintas configuraciones de operación y diferentes escenarios de demanda, a fines de evaluar sus parámetros eléctricos operativos tal que permitan diagnosticar el estado de la red y su capacidad remanente. Luego, se determinan indicadores de confiabilidad de las líneas y transformadores que conforman el subsistema, como también los niveles de demanda no abastecida que puedan producirse actualmente y para un horizonte de crecimiento de 20 años. Una vez obtenidos estos valores, se determinan los diferentes costos como son energía no suministrada, generación distribuida, pérdidas, operación y mantenimiento del sistema. Se concluye que a corto y mediano plazo los mayores costos se tienen en Generación Distribuida para poder mantener dentro de los límites los perfiles de tensión del sistema. A mediano y largo plazo la Energía No Suministrada crece exponencialmente, superando a la generación, demostrando una falta de capacidad del sistema para poder afrontar un crecimiento de la demanda para el periodo de análisis.Item Sistema de automatización y gestión de la iluminación : para un edificio administrativo(2020) Espinoza, Sandra Liliana; Vigil, Andrés Ignacio; Torres, José LuisDiseño e implementación de un Sistema de Automatización y Gestión de Iluminación (SAI) que formará parte de un Sistema de Gestión de Edificios (SGE) dedicados a tareas de oficina. El sistema incorporará la gestión de la energía para ser utilizado como herramienta para la implementación de la norma de “Sistemas de gestión de la energía IRAM-ISO 50001.”