1. Sistema Eléctrico Argentino
sabino@mastrangelo.com.ar
1
Características Físicas del Sector Eléctrico
República Argentina
Pais Sup hab dens urb >ciudad
Mkm2 mill hab/km2 % mill hab
NOA NEA ARG 2.8 39.1 14 90 13.5 GBA
CAN 9.9
99 33 4 77 2.5 T
2 5 Toronto
t
LIT USA 9.8 293 32 78 16.5 NY
CEN ESP 0.5 40 81 78 3.1 Madrid
CUY GBA
ITA 0.3 58 198 67 2.6 Roma
BAS
700 km
BRA 8.5 184 22 82 17 SP
COM
MEX 1.9 105 55 75 18 DF
37
CHN 9.6 1295 135 32 12.8 Shangai
PAT IND 3.3 1065 358 28 18 Bombai
Corea N 0.12 23 189 61 3.1 Pyongyang
Corea S 0.10 46 495 83 10 Seúl
1400 km 2
1

2. Características Físicas del Sector Eléctrico
Áreas de Cobertura
3
Características Físicas del Sector Eléctrico
Áreas de Cobertura
4
2

3. Características Físicas del Sector Eléctrico
Áreas de Cobertura
5
Características Físicas del Sector Eléctrico
Area GBA
JURISD DENS POBLAC DIST DIST
hab/km2 hab POBLAC ENERG
% %
CFED 13679.6 2776138 7.7 13.5
GBA 2394.4 8684437 24.0 22.8
BAS 16.9 5142766 14.2 14.1
CBA 18.6 3066801 8.5 6.4
MZA 10.6 1579651 4.4 6.4
SFE 22.6 3000701 8.3 10.1
TOT 29.9 24250494 66.8 73.2
6
3

4. Características Físicas del Sector Eléctrico
República Argentina
Comparación áreas territoriales
Argentina = 2.791.810 km2
Francia= 534.965
España= 497.517
497 517
Italia= 301.268
Portugal= 91.191
Dinamarca= 43.080
Suiza= 41.293
Holanda= 41.160
Bélgica= 30.518
Subtotal representado 1 589 992
1.589.992
Alemania= 357.013
Polonia= 312.683
Yugoslavia= 255.804
USA Unido=
Reino 244.800
Albania= 28.748
TOTAL= 7 2.789.040
Características Físicas del Sector Eléctrico
República Argentina – Topografía - Recursos
NOA
GN
MINERÍA
NEA + LIT
HIDRO
COMAHUE DEMANDA
HIDRO+GN
PATAGONIA
HIDRO
EOLICA
GN
8
4

5. Características Físicas del Sector Eléctrico
República Argentina - Líneas AT
El Bracho Yacyretá (Copenhague)
NOA (Edimburgo)
NEA
AMSTERDAM
CUYO BERLIN
LITORAL LONDRES BRUSELAS Salto Grande
CENTRO Mendoza (Nantes) (Leipzig)
GBA
PARIS
ZURICH
GBA (Milan)
BUENOS AIRES
COMAHUE
MADRID
ROMA
Comahue (Madrid)
PATAGONICO
9
Características Físicas del Sector Eléctrico
Electrificación - Mercados
10
5

6. Características Físicas del Sector Eléctrico
Mercado Eléctrico Mayorista - 2008
NOA
NEA Capacidad Instalada 26.225 MW
500 kV 9.101
9 101 km
330 kV 1.111 km
CUYO 220 kV 841 km
LITORAL
CENTRO
132 kV 11.215 km
GBA
MEM
BUENOS AIRES
Potencia Máx Bruta (Jun/08) 19.126 MW
COMAHUE Demanda Energía (2008) 110.157 GWh
PATAGONICO
11
Características Físicas del Sector Eléctrico
Concentración de la Demanda - 2008
NOA
NEA
CUYO
LITORAL
CENTRO
GBA
BUENOS AIRES
COMAHUE
PATAGONICO
12
6

7. Características Físicas del Sector Eléctrico
Ubicación de las Centrales
Palpalá San Pedro
El Cadillal Güemes
Independencia
Cabra Corral Formosa
CT Tucumán
CT Ave Fénix
CT San Miguel
Barranqueras Yacyretá
CT Pluspetrol Norte
Escaba Río Hondo
Sta Catalina
La Banda
Frías
La Rioja
Quebrada de Ullúm
Ullúm Pilar S Francisco Salto Grande
San Roque
Los Molinos Calchines
Sarmiento Río Tercero Sur Oeste San Nicolás
Río Grande Villa María AES Paraná
Cassaffousth Sorrento
Luján de Cuyo CN Embalse Fitz Simon Argener
Cruz de Piedra Río Cuarto CN Atucha
Los Reyunos M. Maranzana Puerto
Agua del Toro Gral Levalle Costanera.- CT Bs. As.
Nihuil I, II, III Genelba Dock Sud
Dique
Mar de Ajó
Villa Gesell
Mar del Plata
Planicie Banderita Alto Valle
Necochea
Termo Roca Piedrabuena
El Chocón
Pichi Picún Leufú Loma de la Lata
Piera del Aguila Agua del Cajón
Filo Morado
Alicurá
Futaleufú Pto Madryn
Florentino Ameghino
CT Patagonia
Electropatagonia
Comodoro Rivadavia
Pico Truncado I y II
13
Características Físicas del Sector Eléctrico
Potencia Instalada MEM - dic/2008
NOA
NEA
LITORAL
CUYOCENTRO
GBA
BUENOS AIRES
COMAHUE
PATAGONICO
14
7

8. Tamaño del Mercado por crecimiento
15
Características Físicas del Sector Eléctrico
Potencia Instalada – dic/2008
Total MEM 26.225 MW 16
17.400
8

9. Antigüedad del parque térmico al 2008
17
Antigüedad del parque térmico al 2008
18
9

10. Indicadores – Mercado Eléctrico
Demanda Eléctrica MEM desde 1992
• 2008 +2.9% 19
Demanda de Energía Eléctrica MEM
20
10

11. Demanda de Energía Eléctrica vs PBI
21
Indicadores – Mercado Eléctrico
Potencia MEM:1992 = 14061 MW
2008 = 26225 MW 87% 22
11

12. Indicadores – Mercado Eléctrico
23
Principales Proyectos de Generación Concretados
HI Piedra del Águila 1400 MW 93/94
HI Yacyretá 1710 MW 94/98
TG Loma de la Lata 375 MW 1994
CC Bs. Aires 322 MW 1995
CC Luján de Cuyo
á d 285 MW 1996
CC Genelba 674 MW 97/98
CC Capex 662 MW 93/99
CC Tucumán 447 MW 96/99
CC San Miguel 382 MW 95/02
CC Costanera 851 MW 1999
CC Puerto 786 MW 1999
HI Pichi Picún Leufú 255 MW 1999
CC Dock Sud 773 MW 2000
CC AES Paraná 845 MW 2001
TG Pluspetrol Norte 116 MW 2002
HI El Carrizal 17 MW 2002
HI Cacheuta 122 MW 2002
TG Pluspetrol Norte 116 MW 2003
CT Belgrano 800 MW 2008
CT Timbues 800 MW 2008
24
12

13. Indicadores – Mercado Eléctrico
Demanda Máxima Registrada anual MEM
Crec =10.091 MW
116% 16 años 4.5%aa
25
Incremento anual de demanda de Potencia MW
año demanda crecimiento
2002 13481 -
2003 14359 878
2004 15032 673
2005 16143 1111
2006 17323 1180
2007 18345 1022
2008 19126 781
940 MW por año
26
13

14. Planeamiento Energético
18.000 MW en
16 años
27
Indicadores – Mercado Eléctrico
28
14

15. Precio Mayorista en el Mercado Spot
desde Agosto 1992
Intervención del Estado
Inversión del Estado : Yacyretá Aumento del consumo de combustibles líquidos
Ingreso de nuevos Generadores
Ingreso de Nuevas Tecnologías
Fuertes Inversiones
en Mantenimiento Aumento Disponibilidad de gas
Mejoras de eficiencia
y disponibilidad
29
Hidraulicidades, combustible y demanda variables
Indicadores – Mercado Eléctrico
30
15

16. Evolución del Consumo Específico
31
Indisponibilidad Térmica
32
16

17. Generación 2008
33
Energía Generada Hidráulica 2008
34
17

18. Optimización de la Oferta
Optimización de la Operación:
Optimización en un horizonte de largo plazo
que define la gestión horaria en tiempo real.
La optimización económica de largo plazo
consiste en determinar en el tiempo, y en
función de las aleatoriedades que afectan el
sistema, el requerimiento necesario para
satisfacer la demanda.
Esto obliga a considerar el Valor del Agua en
los embalses. (Costo de Sustitución).
35
Variables
temperatura Disponibilidad
equipo Generación
Capacidad de nuclear
almacenamient
o Disponibilidad
Capacidad de combustibles
recepción Precio Spot
ubicacion Precios
combustibles
contratos
Generación
wti hidraulicidad termica
anomalias riego
estacional
lluvias Capacidad de Generación
regulacion
hidraulica
nieve estacionalidad
Costo del dinero
Act. industrial
demanda
Crec. Veget.
EXPANSION
Contratos
comportamiento
Importacion/
OTRAS transporte exportacion
36
18

19. Reglas del Mercado
Oferta Térmica
TG Boca CC última TV Área de TG CA
de pozo
p generación demanda
37
Con oferta escasa se magnifican los cambios de
precios ante variaciones en la demanda.
u$s./M Btu
38
19

20. Reglas del Mercado
Cubrimiento de la Demanda Empuntamiento
DESPACHO HORARIO
12000
TG
10000 RESERVA DE POTENCIA
HIDRAULICA PUNTA
8000
6000
CC + TV empuntamiento
térmico base
4000 NUCLEAR
2000
HIDRAULICA BASE
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
• el parque TV y CC debe modular para tomar la punta
39
• en crónicas ricas este requerimiento se agudiza
Déficit de energía y de potencia
Sistemas hidrotérmicos:
Déficit de energía: Insuficiencia de agua causada
Déficit de energía: Insuficiencia de agua causada
por inversión inadecuada ó evento extremo.
Déficit de potencia (punta): indisponibilidades
forzadas, programadas y pérdidas por reducción
de altura de embalses, insuficiencia de
transmisión o inversión inadecuada en capacidad
transmisión o inversión inadecuada en capacidad
instalada.
40
20

21. La variabilidad hidráulica afecta la disponibilidad de
potencia
Capacidad hidráulica Capacidad térmica
MW MW
Pmáx
Pmáx
Húmedo Medio Seco Húmedo Medio Seco
30% 30% 30% 30% 30% 30%
41
La capacidad del sistema depende de la variabilidad
hidrológica
MW
Pmáx
Demanda Máxima
Evento crítico que
requiere ampliación de
capacidad
Húmedo Medio Seco Muy Seco
30% 50% 15% 5%
42
21

22. Distribución de las Fuentes primarias de Energía
El 13,8 de Renovables se distribuye:
Comb. Renovables y deshechos= 11.0%
Hidráulica= 2.3%
Geotérmica= 0.442%
Solar= 0.039%
Eólica= 0.026%
Mareas= 0.004%
43
Fuentes primarias de producción de electricidad
44
22

23. Central Eléctrica
• Una central eléctrica es una instalación capaz de convertir la energía
mecánica, obtenida mediante otras fuentes de energía primaria, en
energía eléctrica.
energía eléctrica
• Podemos considerar que el esquema de una central eléctrica es:
Energía de la Fuente
Se Transforma en Energía Mecánica Se Transforma en
Energía Eléctrica
45
Fuentes de Energía
• Las distintas fuentes de energía se clasifican en dos grandes grupos:
renovables y no renovables.
• Renovables: Aquellas fuentes que no desaparecen al transformar su
energía en energía útil.
energía en energía útil
• No renovables. Sistema material que se agota al transformar su
energía en energía útil.
FUENTES DE ENERGÍA
RENOVABLES NO RENOVABLES
Agua almacenada (energía hidraúlica) Combustibles fósiles:
El Sol (energía solar) Carbón, Petróleo, Gas Natural.
El viento (energía eólica) Geotérmica
La biomasa Uranio (energía nuclear de fisión)
Las mareas (energía mareomotriz)
Las olas
46
23

24. Energía de los Combustibles Fósiles
• Es la energía asociada al uso del carbón, gas natural y petróleo.
• La forma de energía que poseen los combustibles fósiles es
energía interna, que podemos aprovechar a partir de las
reacciones de combustión.
reacciones de combustión.
• Se puede transformar en lo que habitualmente se denomina
energía térmica (calefacción), energía eléctrica, energía cinética
(a través de los motores de combustión interna), etc. Es utilizada
en multitud de aplicaciones domésticas e industriales.
VENTAJAS INCONVENIENTES
• Facilidad de extracción • No renovable.
renovable
• Tecnología bien desarrollada • Transporte caro
• Además de fuente de energía, • Difícil almacenamiento
en los procesos de separación, • Provoca graves problemas ambientales: efecto
se proporcionan materias invernadero, lluvia ácida...
primas para la industria • Es un desperdicio destinar a ser quemados
química, medicina, materiales que son materias primas para la industria
alimentación,... química, medicina, alimentación, etc.
47
Análisis de la Oferta
El parque de producción está constituido de grupos térmicos de
diversas tecnologías que pueden utilizar distintos tipos de
combustibles, con eventuales restricciones de aprovisionamiento.
Los principales tipos de generadores térmicos y los principales
combustibles utilizados en nuestro país son:
Turbinas a Vapor = GN, FO, CM
Turbinas a Gas (CC) = GN, GO
Motores Diesel = GO
Nucleares = Ur
48
24

25. Costo Relativo Combustibles
Base PCI TC
u$s/MBTU Rel
GAS NATURAL = 77.5 u$s/dam3 2.1 1.0
FUEL OIL (65 u$s/bbl) = 433 u$s/t 11 5.3
GAS OIL (640 u$s/t)= 600 u$s/m3 18 8.6
CM BQ (65 u$s FOB)= 120 u$s/t6000 5 2.4
24
49
Calculo del Costo de Generación de una unidad térmica
- PRECIOS PROPUESTOS DE LOS COMBUSTIBLES =
FUEL OIL= 433 u$s/t
GAS NATURAL = 77.5 u$s/dam3
CARBON MINERAL = 90% FO i
inv = 214 u$s/t
$ /t
GAS OIL= 600 u$s/m3
- COSTO DE GENERACION = CESPE * PRECIO / PCI
CGENFO = 2500 kcal/kWh * 433 u$s/t / 9800 kcal/kg
CGENFO = 110 u$s/MWh
CGENGN = 2500 kcal/kWh * 77.5 u$s/dam3 / 8400 kcal/Nm3
CGENGN = 23 u$s/MWh
CGENGO = 2500 kcal/kWh * 600 u$s/m3/ 10100 kcal/kg / 825 kg/m3
CGENGO = 560 u$s/MWh
50
25

26. Precio Final de la Energía
Precio de Compra
Usuarios
Impuestos
VAD
Precio de Compra
Impuestos Nacionales Distribuidores
Costo Transmisión
Precio de Venta
Impuesto Ingresos Generadores
Costo O&M
Costo Combustible
Unidad marginal
51
Turbinas a Vapor
52
26

27. Turbinas a vapor
• La turbina de vapor es el motor número
uno en importancia en la generación de
energía eléctrica tanto en centrales de
combustible fósil (Carbón, Fuel Oil, etc),
como en las de combustible nuclear.
• Cerca del 75% de la energía eléctrica
Cerca del 75% de la energía eléctrica
mundial proviene de la producción de
esta tecnología.
53
Turbinas a Vapor
ATM
TURBINA A VAPOR
VAPOR
CALDERA GENERADOR
COMBUSTIBLE
AGUA
CONDENSADOR
BOMBA
54
27

28. 55
56
28

29. 57
58
29

30. Características principales
• Energía no renovable
Generalmente cerca de los centros de consumo
G l d l d
Generación a voluntad
Período de maduración de 2 años
Costo 800‐1400 u$s/kW
Combustibles: FO, C, GN, GO
59
Una TV de 300 MW
Producción de Vapor 1000 ton/h
Agua de refrigeración 50 000 m3/h
Agua de refrigeración 50.000 m
Agua de reposición 30 a 50 m3/h
Combustible 82 Dam3/h GN
70 t/h FO
130 ton/h CM (2300 kcal/kWh)
Gases de escape 1.000.000 m3/h
p /
Puesta en Servicio 8 a 36 hs
60
30

31. Turbinas a Gas
61
Turbinas a Gas
Una turbina a gas es un motor rotativo de flujo continuo
que se caracteriza por presentar una baja relación peso
potencia y una velocidad de giro elevada.
l d dd l d
Se divide en dos partes principales:
◦ Generador de Gases
◦ Unidad productora de potencia
El generador de gases se compone de un compresor, la
cámara de combustión donde se mezcla el combustible con
el aire y donde tiene lugar la combustión y la turbina de
expansión de gases, que tiene potencia necesaria para
expansión de gases que tiene potencia necesaria para
mover el compresor y
La unidad generadora de potencia donde se obtiene la
potencia útil, pudiendo ser una turbina de expansión de
gases o una tobera de propulsión
62
31

32. Turbinas a Gas
ATM
COMBUSTIBLE
CAMARA DE
COMBUSTION
GENERADOR
COMPRESOR TURBINA A GAS
AIRE
63
Características principales
Energía no renovable
Generación a voluntad
Solamente GN ó GO
Período de maduración 6 a 12 meses
Costo 300 u$s/kW
C 300 $ /kW
64
32

33. Características TG
• Las TG orientadas a propulsión a reacción
se aplican a los aviones, mientras que las
li l i i t l
TG orientadas a la generación de trabajo
se aplican a buques, trenes, tanques de
combate, vehículos, compresores de gas
en gasoductos, pero la principal
aplicación es la generación eléctrica.
65
Turbinas a Gas
• Importante desarrollo tecnológico en las últimas
décadas.
décadas
• 1970 = 4200‐3700 kcal/kWh 15/20 MW
• Actual= 2500‐2200 kcal/kWh >250 MW
• Arranque 15 a 20 min
• A
Arranque en Negro
N
• Escape de gases= 1,5 millones de m3N/h (200 MW
– 430/560ºC)
66
33

34. Características TG – Principio de Funcionamiento
• Se comprime aire aspirado de la atmósfera en el compresor y se introduce en
la cámara de combustión, dónde se mezcla con combustible también
comprimido, produciéndose la combustión.
• Los gases calientes resultantes se hacen circular a través de una o varias etapas
de turbinas, expandiéndose e imprimiendo un movimiento rotatorio en el eje,
desde donde se extrae la potencia necesaria para mover el mismo compresor
de aire y el alternador.
Entrada de aire Compresor Cámara de Combustión
Gases de escape
Generador de Gas Potencia
67
Combustión
Las TG operan con excesos de aire muy grandes del
orden del 300 a 500% con el objetivo de atemperar
las altas temperaturas que se alcanzan luego de la
las altas temperaturas que se alcanzan luego de la
combustión (1100 a 1300 °C), que pueden afectar
las características mecánicas de los rodetes de la
turbina.
Combustibles empleados: Gas Natural, GLP, Gas
Oíl, Fuel Oil.
Combustible y aire deben ser tratados para
limpiarlos de impurezas, partículas sólidas y azufre
(líquidos)
Alimentación de combustible = 8 a 24 bar.
68
34

35. 69
Aprovechamiento de ATM
los Gases de escape
INTERCAMBIADOR
PROCESO
DE CALOR
COMBUSTIBLE
CAMARA DE
COMBUSTION
GENERADOR
COMPRESOR TURBINA A GAS
AIRE 70
35

36. ATM
Ciclo Combinado TURBINA A VAPOR
VAPOR
INTERCAMBIADOR GENERADOR
DE CALOR
COMBUSTIBLE AGUA
CONDENSADOR
BOMBA
COMBUSTIBLE
CAMARA DE
COMBUSTION
GENERADOR
COMPRESOR TURBINA A GAS
71
AIRE
Ciclo Combinado
72
36

37. Características principales
Energía no renovable
Generación a voluntad
Solamente GN ó GO
Período de maduración 18 a 24 meses
Costo 700 u$s/kW
Requerimiento de Agua = 1/3 TV
i i d /
Arranque= 6 a 12 horas
73
Ciclo Combinado
• La energía residual que posee el gas de descarga de la TG se utiliza en
los CC para generar vapor, recuperando energía que de otra forma sería
desperdiciada lanzándola a la atmósfera, cuando la TG opera a ciclo
abierto.
• Los gases de combustión de la TG contienen un elevado contenido de
oxígeno, debido al elevado exceso de aire con que opera, en ocasiones
se utiliza para quemar un aporte adicional de combustible
denominándose caldera de recuperación con post‐combustión
74
37

38. Turbinas a Gas
TG Alstom/GE F9E
116 MW
C.T. San Miguel 75
76
38

39. Motores de explosión
77
Motores de Combustión Interna
•Desarrollado por Nicoló Barsanti y Felice Matteucci 1853 (Nuovo metodo d’impegiare la
esplosione d’una mescolanza d’aria atmosferica e di un gas infiammabile o in generale la esplosione
di un fluido detonante per conseguire una forza motrice, o una forza utile) Nikolaus Otto
1862, Alphonse Beau de Rochas 1861, Rudolf Diesel 1892 (1900
, p , ( Aceite de Maní),
),
Stirling 1900,Wankel 1927,
•Su principio físico es desarrollar energía mecánica a partir de energía térmica,
en cuatro tiempos, durante dos vueltas completas de cigüeñal mediante la
combustión de una mezcla de aire y carburante.
78
39

40. Nicoló Barsanti Felice Matteucci Nikolaus Otto Rudolf Diesel Karl Benz Felix Wankel
1853 1867
1886
Diesel 1906
79
El triciclo de Daimler Movido por un motor de
combustión interna y presentado en 1886. Fue la PANHARD DE 12 CABALLOS (1898)
primera motocicleta de la historia.
historia
80
40

41. MOTOR DE EXPLOSIÓN
•Desarrollado por Nikolaus Otto y
Alphonse Beau de Rochas en 1862 y
1861, respectivamente. 1876
•Su principio físico es desarrollar
Su
energía mecánica a partir de energía
térmica, en cuatro tiempos, durante
dos vueltas completas de cigüeñal
mediante la combustión de una mezcla
de aire y carburante.
•Rendimiento: Muy variable aprox 50%.
•Aplicaciones:
A li i
•Transporte.
•Generación de energía eléctrica
autónomamente.
81
Velocidad de rotación
• Baja Velocidad: < 300 rpm
p
• Velocidad Media: 300 a 900 rpm
• Alta Velocidad: > 900 rpm
82
41

42. Balance Energético Motor
SALIDA ELÉCTRICA
Eje del Motor DESPUES CAJA
47,0 % ENGRANAJES
Entrada de 45,1 %
combustible 100 %
- GAS 99 %
- PILOTO FUEL 1 %
CARGAS PARASITAS
0,6 %
P É RDIDA DEL
GENERADOR
1,3 %
CALOR
DEL MOTOR
53,0 %
83
Flexibilidad de combustible de los motores
Bio Diesel
HFO-Water Emulsion
Palm Oil
High Viscosity HFO
Orimulsion
Rape Seed Oil
Petróleo Crudo
Gas Natural
Óleo Combustible
Diesel
2004
1970 1980 1990 2000 2010
84
42

43. 85
86
43

44. 87
88
44

45. 89
Generación Nuclear
90
45

46. Energía Nuclear de Fisión
Es la energía asociada al uso del uranio.
La forma de energía que se aprovecha del uranio es la energía
interna de sus núcleos.
Se transforma en energía eléctrica. Una parte importante del
suministro de energía eléctrica en los países desarrollados tiene
origen nuclear
VENTAJAS INCONVENIENTES
• Importantes reservas de uranio • Alto riesgo de contaminación en caso de accidente
• Tecnología bien desarrollada • Producción de residuos radiactivos peligrosos a corto
• Gran productividad. Con pequeñas y largo plazo
cantidades de sustancia se obtiene gran • Difícil almacenamiento de los residuos producidos
cantidad de energía. • Alto coste de las instalaciones y mantenimiento de las
• Aplicaciones pacíficas y médicas mismas
• Posibilidad de uso no pacífico
91
Central Nuclear
1. Edificio de contención
primaria
2. Edificio de contención
secundaria
3. Tuberías de agua a
presión
4.
4 Edificio de turbinas
Edifi i d t bi
5. Turbina de alta presión
6. Turbina de baja presión
7. Generador eléctrico
8. Transformadores
9. Parque de salida
10. Condensador
11. Agua de refrigeración
12. Sala de control
13. Grúa de manejo del
combustible gastado
14. Almacenamiento del
combustible gastado
15. Reactor
16. Foso de
descontaminación
17. Almacén de combustible
nuevo
18. Grúa del edificio de
combustible
19. Bomba refrigerante del
reactor
20. Grúa de carga del
combustible
21. Presionador
92 22. Generador de vapor
46

47. PWR Comb= Ur enriq, Mod= Agua, Ref =Agua
HWR Comb= Ur nat, Mod= Agua pe, Ref =Agua pe
BWR Comb= Ur enriq, Mod= Agua, Ref =Agua
93
Generación Nuclear
El proceso de fisión nuclear es utilizado para producir
energía eléctrica, como interacción entre un neutrón y el
núcleo de un átomo fisionable como por ejemplo Ur235.
ú á
De ahí resulta la subdivisión del átomo , liberando
energía y dos átomos más livianos.
El control de la reacción requiere de un elemento
moderador y un elemento para el enfriamiento.
La di i
L disipación de la energía térmica es utilizada para
ió d l í té i tili d
producir vapor, la que es utilizada en una turbina de
vapor convencional.
94
47

48. Generación Nuclear
NEUTRONES RAPIDOS
EN EL MEDIO
MODERADOR
NEUTRON
MODERADO
U 235
PRODUCTOS DE MODERADOR
FISION D2O
U235
PROCESO SIMPLIFICADO DE
LA FISION NUCLEAR
95
Fisión
• El uranio presente en la naturaleza sólo contiene un 0.71% de uranio 235, el
resto corresponde al isótopo no fisionable uranio 238. Una masa de uranio
natural, por muy grande que sea, no puede mantener una reacción en cadena,
nat ral por m rande q e sea no p ede mantener na rea ión en adena
por que solo el Uranio 235 es fácil de fisionar. Es muy probable que un neutrón
producido por fisión, con una energía inicial elevada (1MeV), inicie otra fisión,
pero esta probabilidad puede aumentarse cientos de veces si se frena el
neutrón a través de una serie de colisiones elásticas con núcleos ligeros como
hidrógeno, deuterio o carbono. En esto se basa el diseño de los reactores de
fisión aplicados a la producción de energía eléctrica
• El proceso de fisión iniciado por la absorción de un neutrón en el uranio 235
p p
libera como promedio 2.5 neutrones en los núcleos fisionados. Estos
neutrones provocan rápidamente la fisión de varios núcleos más , con lo que
liberan cuatro o más neutrones adicionales e inician una serie de fisiones
nucleares automantenidas, una liberación en cadena que lleva a la liberación
continua de energía nuclear.
96
48

49. Generación Nuclear
TURBINA A VAPOR
PRESURIZADOR
ENERADOR DE VAPOR
GENERADOR
REACTOR
PWR
NUCLEO
CONDENSADOR
BOMBA
REFRIGERANTE Reactor
PRIMARIO PWR Pressurized Water Reactor
PHWR Pressurized Heavy Water Reactor (Atucha)
BOMBA
HWR Heavy Water Reactor (Embalse)
BWR Boling Water Reactor
GCR Gas Cooled Reactor
97
Generación Nuclear
Los reactores se clasifican de acuerdo a la sustancia que
utilizan como moderador y refrigerante, las más comunes
son:
PWR (Pressurized Water Reactor): reactores con
agua liviana a presión como refrigerante y
moderador
PHWR (Pressurized Heavy Water Reactor)
reactores con agua pesada a presión como
refrigerante y moderador
BWR (Boiling Water Reactor) Reactores de agua
liviana en ebullición como refrigerante y
l b ll ó f
moderador.
GCR (Gas Cooled Reactor) reactores refrigerados
por gas y moderados por grafito
LWR (Light Water Graphite Reactor) reactor
refrigerado con agua liviana y moderador de
grafito 98
49

50. Atucha II
Características técnicas:
Características técnicas:
◦ Combustible ULE Uranio Levemente
Enriquecido
◦ Eficiencia Térmica Bruta 34%
◦ Eficiencia Térmica Neta 32%
◦ Factor de Carga esperado 85%
◦ Nº elementos en el núcleo 451 elementos
◦ Potencia Bruta 745 MW
◦ Potencia Neta 692 MW
◦ Potencia Térmica del Reactor 2161 MW
◦ Quemado de extracción 14.2 MWD/kg U
99
Movimiento de recipiente del reactor en ATUCHA II
100
50

51. Centrales Nucleares en el Mundo
• Potencia Instalada = 365.000 MW
– EUA = 20% de su producción eléct.
– Rusia= 17%
– Francia= 78%
– Gran Bretaña= 24%
– Japón= 25%
– Canadá= 13%
– 6 países 75% de la producción mundial
101
Países con centrales nucleares
• País centrales % de su potencia
% de su potencia
• EEUU 104 15
• Rusia 30 10
• Francia 59 65
• G.Bretaña 23 19
• Japón 54 22
• Canadá 17 12
102
51

52. Características principales
• Energía no renovable
g
• Costo, de 2.500 a 3.000 u$s/kW, debido a
sistemas de seguridad redundantes.
• Tiempo de maduración de tres a cuatro años
• A nivel mundial 440 centrales, con una potencia
total de 365.000 MW
• NO producen CO2
103
104
52

53. Energías Renovables
Son Aquellas que pueden
producirse en forma continua y
resultan inagotables a escala
humana
Procesos de producción de energía
eléctrica que utilizan como energía
primaria la energía eólica, solar
fotovoltaica, geotérmica o hidráulica
entre otras.
105
Fuentes de energías
renovables:
Hidráulica
Solar
◦ Térmica
◦ Fotovoltaica
Eólica
Biomasa
Química
◦ Pilas de combustible
Fusión Nuclear
106
53

54. Costos de Energía
Tecnología Características Típicas Típicos
(cu$s/kWh)
Generación Eléctrica
Hidroeléctricas grandes Potencia de planta: 10 megawatts (MW)–18,000 MW 3–4
Hidroeléctricas pequeñas Potencia de planta: 1–10 MW 4–7
Eólicas en tierra Potencia de la turbina: 1–3 MW 5‐8
Diámetro Aspas: 60–100 metros
Eólicas mar adentro Potencia de la turbina: 1.5–5 MW 8‐12
Diámetro Aspas: 70–125 metros
Diá A 70 125
Biomasa Potencia de planta: 1–20 MW 5‐12
Doble‐flash, vapor natural [double‐flash, natural
Geotermia steam] 4‐7
Tipo de celda y eficiencia: cristal simple ‐single‐
crystal‐17%; policristalino –polycrystalline‐ 15%;
silicona amorfa ‐amorphous silicon‐ 10%; película
Solar FV (modulo) delgada ‐thin film‐ 9‐12% ‐
Solar FV sobre techos Potencia instalada pico: 2–5 kilowatts‐pico 20‐80*
Potencia de planta: 50–500 MW (colector), 10‐20 MW
Concentradores solares térmicos
Concentradores solares térmicos (torre); Tipos: colector trough ; torre o receptor
(torre); Tipos: colector ‐ trough‐; torre o receptor
(CSP) central ‐tower‐, plato –dish 12–18†
Calentamieto de Agua
Calentamieto con Biomasa Potencia de planta: 1–20 MW 1–6 1‐6
Calentamiento solar Tamaño: 2–5 m2 (hogar); 20–200 m2 2–20 (hogar)
(mediano/multi‐familia); 0.5–2 MWth 1–15 (mediano)
(grande/district heating); Tipos: evacuated tube, flat‐
plate 1–8 (grande)
Calentamiento/ enfriamiento Potencia de planta: 1–10 MW; Tipos: heat pumps,
geotérmico direct use, chillers 0.5–2 0,5‐2
Biocombustibles
Productos agrícolas: caña de azúcar, remolacha 25–30 cent/litro (azúcar)
azucarera,maíz, mandioca, sorgo, trigo (y celulosa a 40–50 cent/litro (maíz)
Etanol futuro) (gasolina equivalente)
Productos agrícolas: soja, colza o canola, semillas
demostaza, palma, jatropha, o aceites vegetales 40–80 cents/litro (diesel
Biodiesel usados. equivalente)
Energía Rural (fuera de red)
Energía Rural (fuera de red)
Mini‐hidroeléctricas Potencia instalada: 100–1,000 kilowatts (kW) 5–10 5–10
Micro‐ hidroeléctricas Potencia instalada: 1–100 kW 7–20 7–20
Pico‐ hidroeléctricas Potencia instalada: 0.1–1 kW 20–40 20–40
Digestor a biogas Tamaño del digestor: 6–8 metros cúbicos n/a n/a
Gasificador a biomasa Tamaño: 20–5,000 kW 8–12 8–12
Pequeña turbina eólica Potencia de la turbina: 3–100 kW 15–25 15–25
Turbina eólica hogareña Potencia de la turbina: 0.1–3 kW 15–35 15–35
Mini red para comunidad Potencia del sistema: 10–1,000 kW 25–100 25–100
Sistema Solar hogareño Potencia del sistema: 20–100 watts 40–60 40–60
Nota: Los costos son costos económicos, excluyen subsidios o incentivos de política. Los costos típicos de la energía
corresponden a las mejores condiciones posibles, incluyendo el diseño del sistema, localización, y disponibilidad de recursos.
Condiciones óptimas pueden arrojar costos menores, condiciones menos favorables pueden resultar en costos
substancialmente superiores. Los costos de sistemas híbridos de generación eléctrica fuera de red empleando renovables
dependen fuertemente del tamaño del sistema, localización y aspectos asociados como respaldo de diesel y depósito de
baterías.
(*) Costos típicos entre 20-40 centavos por kWh corresponden a latitudes bajas con radiación solar de 2500 kWh/m2/año, 30-50
centavos/kWh para 1500 kWh/m2/año (típico del sur de Europa), y 50-80 centavos para 1000 kWh/m2/año (latitudes
superiores).
(†) Costos para plantas colectoras; los costos caen al incrementarse el tamaño de planta.
Fte: PÁGINA 16 ENERGÍA RENOVABLE 2007 GLOBAL STATUS REPORT Tabla 1. Situación de las Tecnologías Renovables —
Características y Costos
54

55. Generación Hidráulica
G ió Hid á li
109
Energía Hidráulica
Es la energía asociada a los saltos de agua ríos y embalses
La forma de energía que posee el agua de los embalses es
energía potencial gravitatoria, que podemos aprovechar
conduciéndola y haciéndola caer por efecto de la
conduciéndola y haciéndola caer por efecto de la
gravedad.
Se puede transformar en energía mecánica en los molinos
de agua y en energía eléctrica en las centrales
hidroeléctricas. (Noruega= 99%, RDCongo= 97%, Brasil= 96%)
VENTAJAS INCONVENIENTES
• Es una energía limpia • Imprevisibilidad de las precipitaciones
• No contaminante • Capacidad limitada de los embalses
• Su transformación es directa • Impacto medioambiental en los ecosistemas
• Es renovable • Coste inicial elevado (construcciones de grandes
embalses)
• Riesgos debidos a la posibles fallas de la presa
110
55

56. Desarrollo Histórico
• 1740 Barker
• 1832 Fourneyron
1832 F
• 1837 h > 100 m
• 1849 Francis
• 1893 Hidroelectricidad
(Westinghouse, Niagara Falls Power Co)
111
Ciclo del Agua
Nieve Vientos
Condensación
LLuvias
Evaporación
112
56

57. Annual average precipitation (mm/day) 1988-1996. Source : adapted from NOAA, through NET
Ltd.,
St. Ursen, Switzerland
Centrales Hidroeléctricas
La potencia de una turbina hidráulica viene dada por
P= f (η, γ, Q, H) P = 8 Q H [kW]
Ejs:
Con un salto de 140 m y un caudal de 300 m3/seg, se
obtendría una potencia de 336 MW
Un salto de 30 m y un caudal de caudal de 5000
m3/seg nos da una potencia de 1200 MW
114
57

58. Central Hidroeléctrica
1. Agua embalsada
2. Presa
3. Rejas filtradoras
4. Tubería forzada
5. Conjunto de grupos turbina
-alternador
alternador
6. Turbina
7. Eje
8. Generador
9. Líneas de transporte de
energía eléctrica
10. Transformadores
115
Turbinas Hidráulicas
En las centrales hidroeléctricas se realiza la
transformación de la potencia hidráulica contenida en
el producto Q x H caudal turbinado m3/s por altura en
m, para obtener una potencia eléctrica al rodar la
rueda solidaria a un generador.
Altura útil Caudal
Alta Media Baja Grande Medio Pequeño
>250m 50<h<250 m <50 m >100 m3/s 10<Q<100 m3/s <10 m3/s
116
58

59. Turbinas Hidráulicas
La búsqueda del máximo rendimiento condujo al
diseño de distintos tipos de turbinas hidráulicas siendo
la altura el condicionante del diseno a aplicar:
Pelton: grandes saltos > 200 m hasta 1500 m
Francis: saltos medios 20 a 500 m
Kaplan: saltos menores < 70 m (paso orientable)
En las zonas de transición la elección del tipo mas
conveniente de turbina constituye un problema
complejo de índole técnico económica
117
Tipos de Aprovechamientos
Centrales de pelo de agua o de pasada:
Se consideran así a las centrales que poseen una baja capacidad de almacenamiento.
Se caracterizan por el pasaje constante de agua. No pueden almacenar grandes
cantidades de agua para la época se seca.
Centrales de embalse:
Poseen una mayor capacidad de almacenamiento, siendo posible regular su utilización
en función de las necesidades. Por ejemplo durante el invierno el el embalse retiene
agua de nieve p[ara ser usada en el verano.
Los embalses constituyen un medio de regulación del régimen de afluencias
hidráulicas a lo largo del año o inter años permitiendo las transferencias energéticas
de una época a otra.
Centrales de Bombeo:
Resultan de utilidad en los periodos en que hay bajo consumo existiendo energía en
exceso para utilizar en el bombeo del embalse inferior al superior. En ese momento el
grupo invierte su funcionamiento y el alternador pasa a funcionar como motor
actuando la turbina como bomba.
118
59

60. 119
Instalación multipropósito
• Regulación de caudales
• Disponibilidad de agua para uso humano
• Capacidad de riego
• Generación de energía
120
60

61. Características principales
• ‐Energía renovable
‐Instalación multipropósito
‐Generalmente alejada de los centros de
consumo
Energía aleatoria, pero previsible
Período de maduración, 4 a 6 años
Costo, de 2500 a 3000 u$s/KW
Costo de 2500 a 3000 u$s/KW
121
122
61

62. Centrales hidráulicas Principales
• Central Ubicación Potencia(MW) Año de operación
• Alicurá Comahue 1.000 1984/5
• El Chocón Comahue 1.200 1973/7
• Piedra del Águila Comahue 1.400 1993/4
• Planicie Banderita Comahue 450 1978
• Río Grande Centro 750 1986
• Futaleufú Patagomia 448 1978
• Yacyretá Binacional 2.700 1994
• Salto Grande Binacional 1.890 1978
123
Turbinas Hidráulicas
Francis
Pelton
Kaplan
124
62

63. Turbinas Hidráulicas ‐ Pelton
125
Turbina Pelton
126
63

64. 127
128
64

65. Turbina Kaplan
129
130
65

66. Turbinas Francis
131
132
66

67. Central Hidroeléctrica de Bombeo
1. Embalse superior
2. Presa
3. Galería de conducción
4. Tubería forzada
5. Central
6. Turbinas y generadores
7. Desagües
8. Líneas de transporte de
energía eléctrica
9. Embalse inferior o río
133
134
67

68. P
Generación Hidráulica ‐ Bombeo
Pmax
P’max
Bombeo
135
Central de Bombeo – Río Grande
136
68

69. Características Físicas del Sector Eléctrico
Esquema de Cuencas Hídricas
CH Yacyretá
Río de las Conchas
Río Uruguay
CH Cabra Corral
CH Piedras Moras
CH Arroyo Corto
CHB Río Grande
CH Cassafousth
CH Fitz Simon
CH Salto
Grande
Río Paraná
CH Reolín
Río Pasaje ó
Juramento
Río Grande
oga
Río Tercero
al
CH El Cadilla
CH Los Quiro
CH Río Hondo
o
Río Quillinzo
Río Seco
Cuenca del
Río Chusca Río Gastona Río de la Cruz Plata
Río Chulca Río Chico
Río Acequiones
Río Taconas Río Salí Río Dulce
Río Vipos
Río Cañas
Río Realeso CH Pueblo Viejo
Río Nevadoo
Río Chavarría CH Escaba
Río Marapa
CH Cruz del Eje
Río Cruz del Eje
CH San Roque
Río Primero
Río Los Rearteo Cuenca
CH Los Molinos I y II Mediterránea
Río San Pedroo
Río del Medio Río Segundo
Río Espinillo
CH Ullum y Quebrada de Ullum
Río San Juan
CH Cacheuta CH Alvarez Condarco
Río Mendoza
Río Salado
CH El Carrizal
Río Tunuyán
CH Agua
del Toro CH Los Reyunos
R
CH El Tigre
Río Diamante
Sistema Nihuil Cuenca Cuyana
Río Atuel
Río Colorado
Río Neuquén
Cuenca Patagónica
Río Collón Curá Vertiente Atlántica
CH Planicie Banderita
Río Limay Río Negro
CH Pichi Picún
CH Piedra del
CH El Chocón
CH Arroyito
CH Alicurá
Aguila
Leufú
Río Chubut
CH Florentino
CH Futaleufú
Ameghino
Cuenca Patagónica
Vertiente Pacífico
137
Río Futaleufú
Características Físicas del Sector Eléctrico
Estacionalidad, Caudales Principales Ríos
Río qmed q10% q90%
Uruguay 4950 7920 2500
Paraná 12480 15015 9214
Estacionalidad q
Neuquén307 434 180
Limay 269 352 174
Q= m3/seg Collón Curá 408 545 250
Negro 980 1285 616
Diamante 35 68 15
Grande 11 28 2
138
69

70. Distribución de los Aportes hidráulicos
139
Proyectos Hidráulicos Argentina
Provincia Central Río Pot MW EMA GWh FU Ejecución
años
Chubut Caridad Carrenleufu 42 257 70%
Chubut Frontera Carrenleufu 80 420 60%
Chubut Jaramillo Carrenleufu 24 81 39%
Chubut La Elena Carrenleufu 100 650 74%
Chubut Puesto Bustos Carrenleufu 115 561 56%
Chubut Río Hielo Hielo 50 320 73%
Corrientes Aña Cuá Paraná 250 1900 87% 1a3
Corrientes Garabí Uruguay 1500 7200 55%
Corrientes Itatí Itacorá Paraná 1660 11300 78% 5
Corrientes Paraná Medio Norte Paraná 2850 15500 62%
E. Ríos-Santa Fe Paraná Medio Sur Paraná 3000 18600 71%
Mendoza Cordón del Plata I Mendoza 850 2270 30%
Mendoza Cordón del Plata II Mendoza 210 440 24%
Mendoza Cordón del Plata III Mendoza 320 560 20%
Mendoza El Baqueano Diamante 190 460 28%
Mendoza El Seguro Grande 55 360 75%
Mendoza La Estrechura Grande 44 360 93%
Mendoza Los Blancos I Tunuyán 324 900 32%
Mendoza Los Blancos II Tunuyán 144 380 30%
Mendoza Portezuelo del Viento Grande 90 650 82%
Mendoza Rincón de los Godos Grande 30 250 95%
Mendoza Risco Negro Grande 50 340 78% 140
70

71. Provincia Central Río Pot MW EMA GWh FU Ejecución
años
Misiones Corpus Paraná 2900 19000 75% 6a7
Neuquén Collón Curá Collón Curá 370 1460 45%
Neuquén El Chihuido I Neuquén 850 2400 32%
Neuquén El Chihuido II Neuquén 228 1090 55%
R. Negro Neuquén Michihuao Limay 620 2870 53%
Río Negro Allen Negro 170 1100 74%
Río Negro Mainque Negro 174 1120 73%
Río Negro
Rí N Roca
R Negro
N 168 1030 70%
Río Negro Villa Regina Negro 172 1110 74%
Salta Arrazayal Bermejo 83 465 64% 5
Salta Las Pavas Bermejo 75 386 59% 5
Salta Zanja del Tigre Bermejo 234 945 46%
Santa Cruz Condor Cliff Santa Cruz 750 3000 46%
Santa Cruz La Barrancosa Santa Cruz 250 1760 80%
Santa Cruz La Leona La Leona 240 1000 48%
Tucumán Potrero del Clavillo Gastona-Medina 120 375 36%
19382 102870 61%
141
El evento crítico se produce en horas de demanda
máxima y en hidrologías secas
MW Hidrología Rica Baja probabilidad de
pérdida de carga ante
Capacidad indisponibilidad de
probable del unidades
Hidrología Media
Sistema
Alta probabilidad de
Hidrología Seca pérdida de carga ante
indisponibilidad de
unidades
Demanda
Horas de Punta 8760 hs
142
71

72. Potencial hidroenergético.
Argentina:
EMA = 191 TWh – 48 GW
E95%PEXC= 25.9 TWh – 3.24 GW
Año Seco:
Argentina= 13%
Brasil: Brasil= 74%
EMA = 519 TWh – 90 GW
E95%PEXC= 382 TWh – 47.8 GW
E. Aprovechable Argentina= 100 a 130 TWh
143
Central Hidroeléctrica
PLANTA
PLANTA
CORTE
CORTE
144
72

73. Central Hidroeléctrica
De gravedad
De Bóveda
145
Central Hidroeléctrica
caudal mediano y salto mediano
146
baja caída y alto caudal alta presión y bajo caudal
73

74. Energía del Mar
Energía del Mar
• Energía de las olas ‐ undimotriz
– Aprovechamiento del movimiento
oscilatorio de la superficie del mar.
• Energía mareomotriz
– Aprovechamiento de las mareas debido a la fuerza
gravitatoria de la luna y su interacción con la
rotación
74

75. Amplitud de Mareas
Puertos o bahías Amplitudes de marea (m)
Puerto Peñasco, Sonora, México 8,0
Liverpool, Bristol, Inglaterra 10,0
Braunagar, India 12,5
Bahía Collier, Australia 14,0
Bahía Mont Saint Michel, Francia 15,0
Río Gallegos, Argentina 18,0
Bahía Fundy, Canadá 19,0
La primera gran central mareomotriz para la producción de energía eléctrica
comercial se construyó en 1967 en el Estuario de Rance, Francia; es la central
mareomotriz más importante del mundo con una potencia instalada de 240 MW,
un caudal de 20.000 m3/s, un salto de agua de 8 metros y un dique de más de 700
m, siendo la superficie de agua embalsada de 17 km2.
75