cuba union electrica de cuba une

UNIÓNUNIÓNELÉCTRICAELÉCTRICA

ComposiciónComposiciónde lade la

Fuerza LaboralFuerza Laboral

ComposiciónComposiciónde lade la

Fuerza LaboralFuerza Laboral

%

23.347.8

5.97.7 15.3Obreros

TécnicosAdmon.

ServiciosDirigentes

14343

7005

22974589

1770

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000Trab.

Obreros Técnicos Admon. Servicios Dirigentes

29 984

7 100

ResidencialResidencial

2 773 3202 773 320

ComercialComercial

117 232117 232

IndustrialIndustrial

8 5508 550

Agropecuario

8 1488 148

Alumbrado PúblicoAlumbrado Público

238238

Total 2 907 488

40.7

31.1

24.6

2.25 1.0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

22/06/05

ResidencialComercialIndustrialAgropecuarioAlumb.Pub.

Mariel 8 b. 600 MWMariel 8 b. 600 MW

Regla+FP 2 b. 40 MWRegla+FP 2 b. 40 MW

Santa CruzSanta Cruz 3 b. 3 b. 300 MW300 MW

Tallapiedra 1 b. 64 MWTallapiedra 1 b. 64 MW

Céspedes 3 b. 346 MWCéspedes 3 b. 346 MW

Hanabanilla 3 b. 43 MWHanabanilla 3 b. 43 MW

Nuevitas 5 b. 489 MWNuevitas 5 b. 489 MW

Renté 6 b. 500 MWRenté 6 b. 500 MW Felton 2 b. 500 MWFelton 2 b. 500 MW

Guiteras 1 b. 330 MWGuiteras 1 b. 330 MW

b. = bloqueb. = bloque

2833 4188

9214

27382

34540

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

220 kV 110 kV 33 kV Dist. Prim Dist. Sec.

km

2833 4188

9214

27382

34540

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

220 kV 110 kV 33 kV Dist. Prim Dist. Sec.

km

SUBESTACIONESSUBESTACIONES

22 109

2258

790

500

1000

1500

2000

2500

220 kV 110 kV 33 kV Otras

Cantidad

TRANSFORMADORES INSTALADOSTRANSFORMADORES INSTALADOS

Sub 220 kVSub 220 kV 50 50

Sub 110 kVSub 110 kV 224 224

Sub 33 kVSub 33 kV 30593059

Otras Sub.Otras Sub. 103 103

Redes DistribuciónRedes Distribución 106818 106818

Grafico de cargaGrafico de carga día de día de máxima demandamáxima demanda

Grafico de cargaGrafico de carga día de día de máxima demandamáxima demanda

2078Hora Pico

1228 minima

900

1100

1300

1500

1700

1900

2100

0 4 8 12 16 20 24Horas

MW

1624

Media

Factor de potencia disponible

66.4

60.4

67.4

50.2

62.762.1

57.1 58.7

51.3

64.870.6

77.6

71.0

65.0

40

45

50

55

60

65

70

75

80

89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001

Año

%

Días con apagón

1152

23 25

230

344

297264

217192

142

7730

80

0

50

100

150

200

250

300

350

400

89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001

Año

Día

s

Energía dejada de servir93

.0

126.

4

117.

9

464.

7

320.

9

332.

2

375.

6

253.

1

199.

0

210.7957

2.9

1552

.1

1353

.7

90.0

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001

Año

GW

h

Tiempo total de interrupciones de redes

9611201

1458

1963

1616

12031161

832724

0

500

1000

1500

2000

2500

89 90 91 97 98 99 2000 2001

Año

hrs

(m

iles)

Pérdidas totales

17.917.5

18.6

19.6

21.1

22.223.0 23.2

22.421.6

20.4

18.517.5

18.9

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001

Año

%

Energía facturada a los consumidores

7220

9747

9176

81499031

9478

8560

77427570

10462

10376 1036810860

10089

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001

Año

GW

h

% de la generación con combustibles nacionales

1.3 3.3 4.8

21.1 28

.0

27.5

27.9

27.4

24.2 29

.5 37.1

51.8

50.8

57.9

0

10

20

30

40

50

60

70

89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001

Año

%

EL SISTEMA DE LA EL SISTEMA DE LA UNIÓNUNIÓN

ELÉCTRICA EN ELÉCTRICA EN PERFECCIONAMIENTOPERFECCIONAMIENTO

COMPOSICIÓN DE LA UNE

Organismo Superiorde Dirección Empresarial

CTEs(8)

OBEPs(15)

ECIEDNC

INEL

EMCE

GEISEL

Energoimport

ETEP

ESTADO DEL PROCESO DEAPROBACIÓN DE EXPEDIENTES

Organismo Superiorde Dirección Empresarial

CTEs(8) ECIE

DNC

INEL

EMCE

GEISEL

Energoimport

ETEP

OBEPs(15)

Total: 30Aprobados: 26Pendientes: 3

OBJETIVOS DEL PERFECCIONAMIENTO EN LA ELECTRICIDAD

Elevar la calidad y la eficiencia del servicio al pueblo y a los clientes.

Reducir los costos del servicio eléctrico.

Convertir la electricidad en un trabajo total-mente seguro.

Asegurar trabajo útil para todos los trabaja-dores, todo el año.

PRINCIPALES EFECTOS ESPERADOS CON LAS TRANSFORMACIONES DEL

PERFECCIONAMIENTOEN LA CALDAD

La energía dejada de servir por todas las causas se reducirá de 0.9% en el año 2000 hasta 0.5% en el 2005, debido a:

Crece la disponibilidad de un 71% hasta 80%.

Se reducen los índices de avería en todos los voltajes.


PERFECCIONAMIENTOEN LA CALIDAD

Los niveles de voltaje serán los adecuados a partir del 2003 con el programa de mejoras que está proyectado.

La regulación de la frecuencia se mejorará de 120 hrs hasta 60 hrs en el 2005.


PERFECCIONAMIENTOCONÓO

Por la conversión de las termoeléctricas a quemar crudo nacional o combustibles de baja calidad en sustitución del fuel de importación:

$ 500 millones de USD


PERFECCIONAMIENTOECONÓMICO

Por el progresivo mejoramiento del Consumo Específico hasta el 2005 (de 273.8 g/kWh en el 2001 a 265 g/kWh en el 2005):


Por la reducción de pérdidas en la distribución el efecto económico hasta el 2005 será de:



PERFECCIONAMIENTOECONÓMICO

Por la reducción del insumo de plantas hasta el 2005 el efecto económico será de:

$ 4 millones de USD

PROGRAMA DE DESARROLLO

ESTRATÉGICO DEL SEN HASTA EL 2005 Y

PROYECCIÓN HASTA EL AÑO 2010

ORIENTACION ESTRATÉGICAEVOLUCIÓN

Hasta 1989 se desarrolló el Sistema Eléctrico Nacional a partir de la Coordinación de Planes con los países socialistas fundamentalmente con la URSS, lográndose:

Elevar la electrificación de la población del 56 % en 1958 hasta cerca del 95 %

Crear un Sistema Unificado (SEN) de Transmisión para todo el país, interconectado al voltaje de 220 kV

ORIENTACION ESTRATÉGICA EVOLUCIÓN...

Introducir nuevas unidades de 100, 125 y 330 MW en diferentes centrales generadoras del país

Mantener una calidad adecuada en el servicio

Satisfacer el crecimiento económico del país que indujo un crecimiento en la demanda y el consumo de electricidad


Paralelamente, se priorizan cinco direcciones estratégicas:

Modernización de las once unidades de 100 MW rusas y las tres de 125 MW checas

Instalación de nuevas capacidades:

Dos unidades de 250 MW en Felto

ENERGAS, cuatro unidades de 35 MW c/u


Desarrollo del Programa de Ahorro de Electricidad con medidas del lado de los consumidores, reduciendo la demanda en el pico y el consumo de electricidad.

Completamiento de la duplicación de la red de enlace a 220 kV a lo largo de todo el país.

Modernización del Despacho Nacional de Carga.

PRONÓSTICOSe analizaron tres escenarios considerando diferentes evoluciones y puntualizando en la encuesta toda la información existente.

Se incluye la acción del PAEC dentro del pronóstico por el efecto que tiene durante las 24 horas y las variaciones favorables que produce en el gráfico de carga diario.

Se consideraron al detalle el efecto de los siguientes aspectos:

Incorporación anual de 60 mil nuevos clientes residenciales.

Efecto del programa de gasificación.

• Incorporación y remodelación de los bateyes de los centrales azucareros.

• Programa de electrificación del bombeo agrícola.

• Mantenimiento de las restricciones sobre los efectos electrodomésticos de alto consumo.

• Introducción de 700 000 TV a color a precios diferenciados.

• Proyección elaborada por el IIE del MEPLAN.

• Pronósticos elaborados por las OBE´s provinciales

• Efecto de la reducción de pérdidas e insumos.

PRONÓSTICO

A partir de la conciliación hecha con el MEPLAN se tomó como escenario mas probable o escenario base el “medio residencial y medio no residencial”, una composición que prevé el siguiente crecimiento por sectores:

Residencial 4,1%

Comercial 4%

Industrial 2,7%

Agropecuario 8%

A.Público 6%

PRONÓSTICO

PRONÓSTICO

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA

2000

2200

2400

2600

2001 2002 2003 2004 2005

Dem

anda

(MW

)

Sin PAEC Con PAEC

PREMISAS:

• Se retiran 733 MW hasta el 2005.

• Todo el GAP se aprovechará en la generación de electricidad.

• Evaluar la entrada de dos plantas de biomasa cañera (PBC) al 2005.

• Recuperación de la TG San José 2.

• 105 MW de reserva movilizativa en Ciudad de la Habana en el 2002.

• El margen de reserva de la potencia instalada será de no menos de un 35% con respecto a la máxima demanda hasta el 2005.

GENERACIÓN

RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS (Reserva, Estructura, Cubrimiento, Retiros).

• En el 2005 se requieren 270 MW adicionales en el SEN

• Entre el 2006 y 2010 se requerirá unos 485 MW adicionales.

• El análisis de estructura y cubrimiento recomienda priorizar la instalación de unidades diseñadas para régimen pico en el período hasta el 2010.

• Una CHA en la perspectiva es competitiva y conveniente hasta costos de $675 USD/kW instalado.

• Los retiros son manejables en función del comportamiento real de la demanda y del proceso inversionista en la generación.

• La nueva capacidad (Guiteras o Santa Cruz). Se recomendó concluir la CTE Santa Cruz por menor costo total.

GENERACIÓN

El Balance de potencia del SEN es el siguiente:

Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Máxima demanda (MW) 2080 2129 2198 2255 2330 2410

Retiros (MW) 41 65 84 134 144 265

Capacid. decididas UNE (MW) 250 20

Capacid decididas Energás (MW) 110 35 75

Adición de capacidades (MW) 105 270

de ello: - TV 200 (Hab 4) 200

- Turbinas de gas o biomasa cañera 105 70

Capacid. instalada del SEN (MW) 3332 3112 3216 3324 3268 3281

Margen de reserva (%) 59.9 46.2 46.3 47.4 40.3 36.1

GENERACIÓN

ACCIONES A TOMAR:

• Acelerar el proceso para la instalación de la potencia movilizativa de 105 MW en Ciudad de la Habana y negociar una unidad de 200 MW en Santa Cruz para el 2005.

• Acelerar el pilotaje de las plantas de biomasa cañera en los centrales Héctor Molina y Melanio Hernández, lo cual facilitará las decisiones en cuanto a la generación perspectiva.

• Iniciar el Estudio de Factibilidad de una CHA para su posible instalación en el 2005-2010.

• Elaborar en el transcurso del presente año un Estudio de la Reserva de generación en el SEN.

• Evaluar los efectos de la contaminación ambiental con el incremento del consumo de crudo y de conjunto con CUPET, proponer las mejores soluciones para su reducción a parámetros aceptables.

GENERACIÓN

MEDIO AMBIENTE

Debido a que para el año 2005 casi el 100% de la generación de energía eléctrica en el SEN se hará con crudo nacional, la UNE lleva a cabo o se ha trazado la siguiente estrategia de acciones:

• Solicitud de licencias ambientales para los cambios de combustible a crudo nacional en termoeléctricas.

• Participación en estudio de CUPET para la desulfurización del crudo nacional antes de quemarlo en las plantas.

• Estudio de factibilidad sobre la aplicación de la desulfurización con agua de mar.

• Caracterización, monitoreo y tratamiento de los residuales en todas las entidades de la UNE.

• Implantación de Sistemas de Gestión Ambiental en todas las termoeléctricas.

Como resultado del estudio se proponen las siguientes acciones:

Poner en explotación para mayo del 2001 el 3er. enlace a

220 kV entre Matanzas y La Habana. Sustituir en el 2001-2002 el equipamiento obsoleto de las

Subestaciones 220 kV de Cotorro y CUJAE. Repotenciar en el 2001-2002 los enlaces fundamentales

de 220 y 110 kV de Ciudad de La Habana para

incrementar las capacidades de transferencia. Continuar la sustitución del equipamiento obsoleto de

las subestaciones de 220 kV, a un ritmo de no menor de

dos anuales.

TRANSMISIÓN

Poner en servicio 38 km de líneas 110 kV al 2003, y las ampliaciones de subestaciones 110 kV para la entrada de las unidades 3 y 4 de ENERGAS Jaruco.

Construir y poner en explotación al 2005, tres nuevas subestaciones de 220 kV (Sancti Spíritus, Santiago de Cuba y Tunas) y sus líneas 220 kV asociadas que surgen por los estudios zonales donde las redes actuales no satisfarán las necesidades de servir las cargas.

Construir y poner en explotación al 2005, once nuevas subestaciones de 110 kV y sus líneas 110 kV asociadas, obras fundamentadas en los estudios regionales.

Sustituir o reconstruir al 2005 todas las líneas 110 kV de madera, priorizando a partir del 2001 la de enlace de la CHE Robustiano León.

TRANSMISIÓN

Resultados y Acciones a tomar:

Implementar en el 2001 (en lo fundamental) la puesta en marcha del Sistema de Gestión de la Distribución (SIGEDI) y su interfase con el Sistema de Gestión Comercial (SIGECO) en todas las OBEP del país, continuando el perfeccionamiento de ambos sistemas según programa en los años siguientes.

Confeccionar en el 2001 los “Programas Provinciales de Control y Reducción de Pérdidas Técnicas y Comerciales” en todas las OBEP y actualizarlos anualmente.

Reducir las pérdidas en distribución al 10,4% al concluir el año 2005, lo cual está en correspondencia con la asignación anual de 8 MMUSD comenzando con una distrbución de 5 MMUSD para mejoras en la distribución y 3 MMUSD para la disminución de las pérdidas comerciales.

Cumplir los programas de puesta en servicio de los principales objetivos de redes de 110, 33 y 13 kV, en particular para las grandes ciudades.

DISTRIBUCIÓN

Automatizar gradualmente la distribución, para reducir la magnitud de los indicadores de tiempo y frecuencia de las interrupciones actuales.

Concluir el estudio y los proyectos técnico-ejecutivos de remodelación del Sistema Network de Ciudad de La Habana antes del 2002 e implementar la ejecución y puesta en marcha de la ampliación antes del 2005.

Realizar las acciones para completar la electrificación de todos los asentamientos poblacionales autorizados.

Estudiar casuísticamente con los organismos competentes la utilización de otras vías de satisfacer con servicio eléctrico a los asentamientos aislados (energía solar, energía eólica, plantas diesel, etc.)

DISTRIBUCIÓN

Resultados y Acciones a tomar:

Poner en servicio el nuevo DNC en el primer semestre del 2001.

Modernizar en 2001-2003 el Sistema de Instrumentación y Control (I & C) de los bloques térmicos de Guiteras, CTE Habana y CMC.

Modernizar e implementar la Automática contra Averías (ACA), en las 3 Zonas Principales del SEN, priorizando la Occidental en la primera etapa.

Modernizar los Despachos Territoriales, ejecutando de inicio Ciudad y Provincia Habana (2001-2002).

Concentrar los Despachos de Distribución, dotando de tecnología de punta a los centralizados en Ciudad Habana (2002), y el resto al 2005, según Programa.

Modernizar los Sistemas de Radio para soportar integralmente la operación, automatización y comunicación.

Completar la organización de la red telefónica conmutada nacional que enlace las entidades de la UNE y optimizar la capacidad de canales disponibles.

AUTOMATIZACIÓN

Desarrollar racionalmente los Canales de Onda Portadora por LTE, para uso de Protecciones, ACA y Operación como vía alternativa y de Enlaces Troncales entre Nodos como acceso económico con redes de la UNE, MINBAS y ETECSA.

Estudiar la conveniencia para la UNE de la instalación de cables con Fibra Optica, soportados en sus LTE en coordinación con ETECSA.

Implantar los módulos programados de los Subsistemas (SIGECO, SIGEDI, etc.) del SIGE UNE y demás sistemas de gestión que necesite la UNE para su cadena productiva.

Instalar en 2001-2002 una nueva automática contra averías (ACA) para la zona Occidental, de tecnología moderna.

Completar al 2005 la instalación de nuevas automáticas contra averías (ACA) en el resto del SEN.

AUTOMATIZACIÓN

FINFIN

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