Ubicación: Introducción
El quinquenio en análisis resulta para el Sector energético y para el eléctrico en particular, un período caracterizado por logros técnicos altamente significativos, así como problemas críticos hacia el fin del mismo, producto de una conjunción de eventos que determinaron el establecimiento de un estado de Emergencia Energética a fecha enero del año 1989.
En el sector de Transmisión se habilitaron obras de envergadura que sirvieron para incorporar nuevas áreas al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y mejorar su funcionamiento.
Cabe mencionar como obras más importantes:
- Línea de Alta Tensión en 500 KV ( LAT) Alicurá-Abasto, de 1650 km de longitud.
- LAT Centro-NOA, de 615 km que incorpora al SIN a 6 provincias: Tucumán, Salta, Jujuy, Santiago del Estero y posteriormente La Rioja y Catamarca.
- Interconexión de Misiones con Paraguay.
- LAT del Sistema Litoral-Noreste, de 530 km de longitud, que incorpora al SIN a tres provincias: Corrientes, Chaco y Formosa.
Estas incorporaciones provocan cambios en el Sistema Interconectado Nacional los que se ven reflejados en los cuadros de Potencia máxima del SIN (en MW) presentada para el período 1980-1990 y el de evolución de la tendencia de la demanda (en GWh) para el período 1985-1990.
En ambos cuadros se evidencian asimismo los resultados de la crisis producida en la segunda mitad del quinquenio.
Centrales en ejecución en el quinquenio
A partir del año 1988 el abastecimiento en el sector eléctrico comienza a atravesar una crisis resultante de condiciones naturales adversas y de una sucesión de razones técnicas que se superponen hasta impedir atender la demanda con el parque de generación disponible.
En una breve síntesis puede enunciarse lo siguiente como causas concomitantes a esta situación:
a) Una baja hidraulicidad en la Cuenca del Uruguay , que afecta la generación de la Central Hidroeléctrica de Salto Grande.
b) Una baja hidraulicidad en la cuenca del río Limay, que afecta la generación de las Centrales Hidroeléctricas de Alicurá, El Chocón-Cerros Colorados y Arroyito.
c) Bajo nivel del embalse de El Chocón como consecuencia de las reparaciones de la presa que disminuyeron sensiblemente las reservas de energía del sistema.
d) La prolongación del mantenimiento correctivo (por avería) de la Central Nuclear de Atucha 1, por un lapso mayor que lo previsto.
e) La baja disponibilidad del parque térmico de generación.
Como corolario de estas situaciones concurrentes, se presenta un breve análisis de la situación del sistema.
La potencia instalada en el SIN era del orden de los 13000 MW, y se producía una demanda máxima de 8200 MW, con equipos cuya antiguedad promedio no alcanzaba a la mitad de su vida útil, lo que indica que no faltaban instalaciones y no había obsolescencia, pero se produce además una alta indisponibilidad del equipamiento térmico convencional, que es el que debería haber soportado la escasez hidroeléctrica.
La sequía extraordinaria ( los tres años consecutivos más secos históricos en las cuencas más importantes), resta a la oferta cerca de 4200 MW que significa el 70 % de la potencia instalada total hidráulica.
La indisponibilidad del equipamiento térmico convencional se debió a un inadecuado mantenimiento del mismo y representó 2400 MW de los cuales aproximadamente 49% eran de SEGBA, 37% de Agua y Energía Eléctrica y el resto básicamente de DEBA y EPEC.
El déficit de oferta por lo tanto supera en su momento crítico el 50 % del total instalado, hecho que habla a las claras de la gravedad de la emergencia.
La situación planteada se grafica como energía no suministrada en el período 1988-1990.
No se han obtenido datos de energía no suministrada en el período 1985-1987, ya que el mismo resultó hidráulicamente rico, y por lo tanto no se presentaron problemas con el parque térmico al no ser exigido. Como dato de partida, en los gráficos de participación de los distintos tipos de equipamiento en la generación de energía eléctrica se incluyó el año 1985, que ejemplifica lo antes mencionado.
Las medidas tomadas para paliar la crisis parten de la promulgación del Decreto PEN Nº 5 del mes de Enero de 1989, llamado de Emergencia Energética en el cual se plantean programas de cortes de suministro y diversas restricciones.
Asimismo, se realizaron grandes esfuerzos en las obras en ejecución para mantener su continuidad y su entrada en servicio dentro de plazos razonables, y se compró equipamiento turbogas que se ubicó en diferentes lugares: CT Dique, CT Dock Sud, CT San Nicolás y CT Luján de Cuyo, así como tambien para la CT Santa Fe Oeste., máquinas que, con posterioridad a los hechos citados, fueron reubicadas en distintas zonas del país.
Hacia fines del año 1989 y en el transcurso del año 1990 se fue superando la situación crítica planteada con las mejoras progresivas en la situación hidrológica, la reposición al servicio de la Central Nuclear de Atucha 1, y el ingreso de nuevas unidades de generación cuyas potencias se indican en las planillas correspondientes.
Esta situación se observa claramente en el citado gráfico de energía no suministrada.
La caída en el consumo fue notoria (recesión económica) y se prolongó durante el año 1990, lo que se observa en los gráficos y cuadros correspondientes al tema de Distribución de Energía Eléctrica Facturada a Usuario Final, (Consumo).
Se desarrollan brevemente en lo que sigue algunos comentarios sobre los temas antes enunciados .
Reparaciones de la Presa El Chocón.
La presa El Chocón es una presa de tierra de 86 mts de altura, fundada sobre rocas de tipo sedimentario y que está compuesta por materiales sueltos de diferente granulometría intercalados de menor a mayor desde el núcleo hacia afuera.
Su núcleo, formado por arcillas impermeables, se encuentra sostenido entre espaldones de gravas arenosas compactadas en forma controlada. La presa cuenta en su margen izquierda, en la zona de fundación de la Central, con galerías de inyección y drenaje, y en su apoyo derecho, con galerías de drenaje para dar paso a las filtraciones normales de agua que se producen.
Con el objeto de disminuir los flujos de agua a través de la roca su fundación fue tratada durante su construcción con una línea de inyecciones de cemento líquido, complementándose con una serie de canales aguas abajo, para el alivio de las presiones del agua de filtración.
La obra cuenta con un sistema de instrumentación a fin de controlar permanentemente su comportamiento y permitir el mantenimiento normal para este tipo de obra.
Hacia fines del año 1982 y a través del control permanente de su comportamiento, se notó un incremento desmedido en la lectura de los medidores de presión en la zona de contacto núcleo-roca, que hacía suponer una fisura en el núcleo. Luego aparecieron finos del núcleo en las diaclasas de la roca de fundación y hacia el espaldón aguas abajo. Analizando el problema se descubrió que la superficie de contacto roca-núcleo estaba despegada y presentaba cierto grado de alteración en la fundación.
Los análisis químicos del agua del embalse y las de los pozos de alivio, es decir después de la presa, presentaban porcentajes de incremento de sales que superaba ampliamente las cantidades normales. Se comprobó que esas sales eran sulfatos altamente agresivos a los cementos comunes.
Las pantallas debajo del núcleo destinadas a cortar filtraciones del agua del embalse estaban hechas de cemento común fluído por lo tanto fueron atacadas por estas sales.
Fue necesario entonces rehacer las pantallas por el método de inyección de hormigón a presión, para lo cual se debieron construir galerías y para llegar hasta ellas, pozos. Se construyeron tres galerías horizontales y un pozo vertical de 100 metros de profundidad, que las une a las tres y sale al exterior, cuando se llegó a 5 metros del contacto con el núcleo se detectó que la roca presentaba fracturas por voladuras y también se descubrió que en algunas zonas el material del núcleo se encontraba en estado de fluidez.
Todo ello obligó a replantear el programa de reparaciones, llevándose a cabo trabajos más completos de inyecciones de hormigón y drenajes en el estribo derecho de la presa.
Se mejoró sensiblemente el sistema de auscultación de la presa colocándose más de 700 instrumentos de control. Los valores detectados permitieron asegurar que no había problemas adicionales a los evaluados.
La auscultación y reparación demandó el vaciado del embalse lo que redujo sensiblemente las reservas de energía del sistema. Efectivamente desde mediados del año 1987 el sistema operó sin la reserva hídrica de El Chocón.
El año 1988 fue atípico en lo que se refiere a la operación de los embalses de HIDRONOR, debido a: los bajos niveles por los que transitaron los mismos y que restringió los márgenes de operación de los turbogrupos, la baja hidraulicidad que no permitió recuperar niveles en los embalses y la crítica situación del SIN que obligó a generaciones superiores a las ofrecidas originalmente.
En particular en El Chocón se planteó desde ese año la necesidad de recuperar embalse para poder llevar a cabo el llenado del embalse de Piedra del Aguila en 1990.
La realidad de los años posteriores en cuanto a hidraulicidad y una exigencia permanente sobre las centrales hidro del Comahue por la lenta recuperación de la indisponibilidad del equipamiento térmico hizo que recién en Diciembre de 1992 Piedra del Aguila alcanzara la cota mínima de operación ( 585 metros).
Avería de la Central Atucha 1.
Salió fuera de servicio en el mes de Agosto de 1988, reduciendo gradualmente la potencia, como consecuencia de haberse determinado una falla en el canal de refrigeración del reactor.
El efecto observado inicialmente fue una probable transferencia de agua del sistema refrigerante (300 º C) al sistema moderador (200 º C), como consecuencia de ello, aumentaba la temperatura del agua en el recipiente del moderador, disminuía su densidad y perdía capacidad de moderación de los neutrones necesarios para producir nuevas fisiones de uranio 235. Al disminuir el número de fisiones, finalmente el reactor podía perder reactividad hasta detenerse.
Al ser la Central de Atucha 1 , una central prototipo, no se pudo recurrir a la experiencia internacional para lograr una reparación más rápida por lo que el sistema se vió privado de contar con una de las centrales estadísticamente más confiables.
La reparación puso a prueba todo el potencial técnico y logístico de la Comisión Nacional de Energía Atómica y de sus empresas asociadas.
El reingreso se produjo el 8 de Enero de 1990, se efectuó en forma escalonada mediante la realización de una marcha de prueba a potencia creciente, que llevó su contribución al Sistema Interconectado Nacional en una primera etapa en un 30 % y en etapas subsiguientes alcanzó el total de su potencia.
Incorporación al SIN de la Central de Bombeo de Río Grande.
Esta Central parte del Complejo Hidroeléctrico Río Grande, tiene como característica actuar como reserva de potencia del Sistema Interconectado Nacional.
El Complejo funciona a partir de un primer embalse superior ( Cerro Pelado), que almacena agua proveniente del Río Grande, la que luego de pasar a través de las turbinas es recogida en una presa inferior ( Arroyo Corto).
Fuera de las horas pico y durante las 24 horas del día los días inhábiles, el agua es reenviada al embalse superior por un sistema de bombeo para ser reutilizada.
La Central cuenta con una potencia de 750 MW y su importancia radica en la rápida respuesta que puede brindar a la salida intempestiva de servicio de centrales incorporadas al Sistema Inte rconectado Nacional.
Este Complejo entró en servicio en el mes de Agosto de 1988.
Central Hidroeléctrica de Urugua-í
El Aprovechamiento Hidroeléctrico del arroyo Urugua-í está emplazado en el Noroeste de la Provincia de Misiones, a 8 km de la desembocadura de dicho arroyo en el río Paraná.
Está integrado por una presa principal de gravedad en HCR ( Hormigón Compactado a Rodillo), de eje rectilíneo, que constituye la segunda experiencia en América del Sur con este tipo de material y una de las más grandes del mundo por el volumen requerido (600.000 m3) y por su altura (80m).
La presa tiene una longitud de 687 metros, la superficie de embalse a cota de vertedero es de 8844 hectáreas, con un volumen de 1193 Hm3.
La energía media anual es de 355 GWh y su potencia instalada es de 120 MW.
Si puesta en servicio se produjo en septiembre de 1990 (inicio de generación en prueba).