III CONGRESO VENEZOLANO DE REDES Y ENERGÍA ELÉCTRICA Comité Nacional Venezolano Marzo 2012 C4-115 EVALUACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL MEJORADOR PETROPIAR CONSIDERANDO LA INCORPORACIÓN DE DOS TURBOGENERADORES ELÉCTRICOS DE 29,4 MW ISO. G. Sotillett A. Galindo C. Vásquez Tecnesp, C.A. Petróleos de Venezuela S.A. Petróleos de Venezuela S.A. RESUMEN En este trabajo se presenta la evaluación del comportamiento del Sistema Eléctrico asociado al Mejorador Petropiar, ubicado en el Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui (CIJAA), considerando la instalación de dos Turbogeneradores Pratt&Whitney Mobile Pack de 29,4 MW ISO. El estudio se fundamentó en la modelación y simulación digital de la red de potencia asociada al CIJAA desde la barra a 400 kv de la Subestación Eléctrica José mediante el Software ETAP. Se realizaron los análisis de flujo de carga y cortocircuito que permitieron verificar el cumplimiento de los estándares de regulación y calidad de servicio establecidos en la norma ANSI C84.1 y que a su vez no fuesen excedidas las capacidades nominales de las barras y dispositivos de interrupción existentes en las distintas áreas operativas. Adicionalmente se evaluó el comportamiento dinámico del sistema mediante un estudio de estabilidad transitoria bajo diferentes escenarios de perturbación en el SEN, esto con la finalidad de observar el comportamiento del voltaje y la frecuencia en todas las barras del Mejorador, así como el comportamiento de los Turbogeneradores, específicamente de la potencia activa, reactiva y ángulo de potencia, determinándose el tiempo necesario para alcanzar nuevos valores estables conforme a la norma Nema MG-1. Este estudio de estabilidad brindó la información necesaria para plantear y establecer botes de carga y verificar posibles separaciones de área en el Mejorador debido a variaciones de frecuencia, específicamente por baja frecuencia (81U); con la finalidad de garantizar confiabilidad y disponibilidad en el suministro de energía a las cargas asociadas a los procesos críticos, determinado de ésta manera la mejor opción para el funcionamiento del Mejorador. De acuerdo a los resultados obtenidos se pudo verificar que los equipos (Interruptores y Barras) de las todas las Subestaciones del Mejorador con la incorporación de los Bloques de Generación no exceden su capacidad nominal. PALABRAS CLAVE Ciclo Combinado, Generación Eléctrica, Turbinas de Gas, Comportamiento Dinámico. Puerto La Cruz Edo. Anzoátegui, +58 (426) 1819577, Gsotillett@tecnesp.com
INTRODUCCIÓN Debido a la deficiencia energética a nivel nacional a causa del crecimiento social y económico del país, originando un impacto considerable a nivel industrial, surge la necesidad de proporcionar energía adicional para alimentar esta demanda actual y futura; lo que impulsó a la empresa (PDVSA) a generar la energía que consume, instalando centros de generación en sus distintos campos de operación para cumplir con los objetivos trazados, cambiando así la filosofía de operación de las plantas. En el caso del Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui se instalarán 467 MW de generación, repartidos de la siguiente manera; ocho (08) turbogeneradores de 29,4 MW de los cuales cuatro (04) serán instalados en Petrocedeño, dos (02) en Petromonagas y dos (02) en Petropiar; tres (03) turbogeneradores de 58 MW y uno (01) de 62 MW en la planta de generación CIJAA. Estos proyectos de generación eléctrica del Complejo Industrial fueron diseñados con la finalidad de atenuar la problemática existente a la deficiencia energética del Sistema Eléctrico Oriental. Este trabajo tiene como objetivo evaluar específicamente el Sistema Eléctrico del Mejorador Petropiar con la incorporación de dos (02) unidades turbogeneradoras con sistema dual (gas/diesel), utilizando gas natural como fuente primaria y diesel como combustible alterno, marca Pratt&Whitney, modelo BDAX 62-170ER de 29,4 MW, 13,8 kv en condiciones ISO por cada unidad. Las simulaciones se realizarán con el software ETAP PowerStation versión 5.5.6 que es de gran utilidad para realizar análisis de cortocircuito, flujo de carga y estabilidad. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Criterios de Calidad de Servicio. De acuerdo a la Norma ANSI C84.1-2006 define dos rangos de voltaje, una para operación normal y otra para condiciones no permanentes en el sistema, denominados Rango A y B respectivamente. En resumen, en la realización de estudios de Flujo de Carga donde se asume que la variación será de voltaje únicamente, se puede aplicar el Rango B de la ANSI.C84.1. En la tabla I se muestran algunos de los rangos de voltaje más utilizados en sistemas industriales. Por su parte la NEMA MG-1, las máquinas de inducción deben operar adecuadamente en condiciones de carga nominal con máxima variación de voltaje y frecuencia como se describe: ±5 % fn, con voltaje nominal sin variación V = 0% ±6 % Vn, con frecuencia nominal sin variación f = 0% Variación combinada de voltaje y frecuencia del ± 10% con relación a los valores nominales, sin que la frecuencia experimente variaciones mayores de ± 5% del valor nominal. Tabla I: Límites de Voltaje Utilizados para los Estudios de Calidad de Servicio. Condiciones Normales Condiciones de Contingencia Límite Superior (V) Límite Inferior (V) Límite Superior (V) Límite Inferior (V) Nivel de Utilización Utilización Utilización Servicio Voltaje (V) y Servicio y Servicio Utilización Servicio 4160 4370/105% 3740/89,9% 4050/97,35% 4400/105,75% 3600/86,53% 3950/94,95% 13800 14490/105% 12420/90% 13460/97,53% 14520/105,2% 11880/86% 13110/95% 34500 36230/105% 33640/97,53% 36510/105,82% 32780/95% 2
Estabilidad Se define como un sistema de potencia con la tendencia o capacidad de sus elementos para desarrollar fuerzas que le permitan recuperar el equilibrio, y mantenerse en sincronismo luego de haber ocurrido una perturbación. Se considera una perturbación cualquier cambio o sucesión de cambios bruscos de uno o más parámetros del sistema. [2] Estabilidad en Estado Permanente La estabilidad en estado permanente se presenta cuando un sistema de potencia se encuentra en una condición de equilibrio. Por ejemplo, La potencia de salida de una central eléctrica, se puede incrementar lentamente hasta alcanzar la máxima potencia transferida. Este punto ya sea que existe un aumento o disminución en el ángulo del generador, se manifiesta como una reducción de la potencia transferida. Cualquier incremento adicional en la potencia de salida, causará la inestabilidad en estado permanente, como la posible pérdida de sincronismo entre la central o el generador, y el resto del sistema. Estabilidad en Estado Dinámico Comprende un período de 1-300 seg. En la estabilidad dinámica es de gran interés el comportamiento del sistema de potencia en el tiempo y en forma particular la respuesta del mismo se evidencia por medio de su frecuencia, comprende el desarrollo de fuerza del sistema por mantener el sincronismo. [2] Estabilidad en Estado Transitorio La estabilidad en estado transitorio se aplica a sistemas que están inhabilitados para soportar disturbios severos; y por lo tanto causan cambios abruptos y problemas con el suministro de potencia. La ocurrencia de falla o de una súbita salida de una línea de transmisión, pueden producir desbalances momentáneos severos, entre la potencia de entrada y la carga eléctrica en uno o más generadores. Si este desbalance entre la potencia de entrada y salida es grande o se prolonga por mucho tiempo, el resultado puede ser la perdida de la estabilidad. [2] Para el estudio del comportamiento dinámico se requieren modelos dinámicos del motor, además de los modelos dinámicos de los turbogeneradores y las unidades de control asociadas (excitatriz, gobernadores, y el sistema de alimentación del estabilizador (PSS) por sus siglas en inglés, siendo necesarios para los estudios de estabilidad. A continuación se muestran los modelos utilizados para el modelado de los turbogeneradores. Fig.1: Modelo Matemático de la Excitatriz AC8B Fig.2: Modelo Matemático del Gobernador GTH 3
METODOLOGÍA Para analizar la calidad del servicio del sistema eléctrico del Mejorador Petropiar ha sido empleado el software computacional ETAP PowerStation versión 5.5.6, el cual requiere la definición de los tipos de barras asignadas y del método a utilizar; se definió como barra swing a la fuente de suministro proveniente del Sistema Eléctrico Nacional, que para las simulaciones se representó como un equivalente mediante una barra infinita de corriente, de manera que controle el voltaje y el ángulo de fase, como barra de voltaje controlado (PV) a las barras donde se encuentren conectados los generadores. Por otra parte, el método iterativo seleccionado ha sido el método no lineal de Newton-Raphson, ya que proporciona un número de iteración mayor haciéndolo mas exacto en comparación con los otros métodos. Una vez definido el equivalente externo se realizaron análisis de cortocircuito para distintos tiempos (1/2 y 4 ciclos), lo que permite calcular los valores momentáneos y de interrupción. Y por último para el modelado de estabilidad se cargaron los Modelos de AVR y de Gobernador de la turbina suministrados por el fabricante, para realizar los estudios necesarios. Los diferentes tipos de excitación y los modelos del regulador automático de voltaje (AVR), así como también los modelos del Gobernador de la turbina son soportados por los estándares IEEE. CASO DE ESTUDIO 1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO El Mejorador Petropiar, se encuentra actualmente en servicio a través de la subestación TAEJ 115/34,5 kv a un nivel de voltaje de 34,5 kv, teniendo una demanda máxima de 58,5 MW. El sistema eléctrico del Mejorador esta conformado por trece (13) Subestaciones, las cuales operan a diferentes niveles de voltaje 34,5 kv; 13,8 kv y 4,16 kv, siendo la subestación 10-A la que sirve como fuente principal de suministro eléctrico a las diferentes subestaciones de la planta. Esta se encuentra enlazada con la subestación TAEJ, a través de interruptores de potencia de 2000A cada uno identificados como B-105 y B-205, pertenecientes a las barras I y III del TAEJ respectivamente, además se alimenta por medio de cables subterráneos de 0,6 Km de longitud los cuales tienen cuatro (04) conductores por fase de calibre 1000 MCM. La subestación TAEJ presenta un esquema de doble anillo a nivel de 115 kv para luego ser transformados a 34,5 kv donde posee tres (03) barras seccionadas por medio de interruptores de aire de 3000 A cada uno identificados como B-120 y B-220, los cuales se encuentran normalmente abiertos, esta barra seccionada se encuentra identificada con los nombres Barra I, Barra II y Barra III. En las figuras (3A Y 3B), se pueden observar los diagramas unifilares de dicha subestación en su condición de operación actual y Futura con la incorporación de un bloque de generación de 2x25 MW. Fig. 3A: Diagrama Unifilar de la Subestación 10-A 34,5/13,8/4,16 kv. 4
Fig. 3B: Diagrama Unifilar de la Subestación 10-A 34,5/13,8/4,16 kv con la incorporación de la Generación. 2. CASOS DE SIMULACIÓN Estudio de Flujo de Carga Los escenarios que se presentan a continuación para validar la calidad de servicio en la Subestación Principal del Mejorador se basan en las condiciones de operación actual y futura, así como las fallas más importantes que pueden ocurrir en el sistema eléctrico del Mejorador. (Ver Tabla II). Caso1.- Condición de operación Actual, sin la incorporación de las unidades Turbogeneradoras. Caso2.- Condición Futura, puesta en servicio de los Turbogeneradores, manteniendo la interconexión con el SEN. Caso3.- Falla de pérdida de generación, quedando fuera de servicio el Turbogenerador TG-1 manteniendo la interconexión con el SEN. Caso4.- Salida del Alimentador 1 proveniente de la Barra 1 de la subestación TAEJ hacia la subestación principal del Mejorador. Caso5.- Salida de los dos alimentadores provenientes de las Barras 1 y 3 de la subestación TAEJ, quedando aislado el Mejorador. Análisis de Cortocircuito Tabla II: Perfiles de voltaje en las Subestaciones de Petropiar y TAEJ. % V Barras 34,5 kv TAEJ Barras 34,5 kv Petropiar Casos Barra I Barra III Barra A Barra B 1 99.59 99.59 99.55 99.55 2 100.54 100.55 99.99 99.99 3 99.45 99.46 100.09 100.09 4 99.92 100.51 100.30 100.30 5 99.83 99.92 99.98 99.98 Los escenarios que se presentan a continuación se basan en las fallas trifásicas que pueden ocurrir en el sistema eléctrico del Mejorador, en las condiciones de operación con y sin la incorporación de los Turbogeneradores. (Ver tabla III). Caso1.- Condición de operación actual, sin la incorporación de las unidades Turbogeneradoras. 5
Caso2.- Condición futura, puesta en servicio de los Turbogeneradores, manteniendo la interconexión con el SEN. Tabla III: Cortocircuito Trifásico y relación X/R Momentáneo y de Interrupción, en la S/E Principal de Petropiar y TAEJ. Casos 1 2 Subestación Capacidad de Cortocircuito (KA) Icc (KA Sym.) Momentary Duty X/R FA Icc (KA Asym.) Interrupting Duty Icc (KA Sym.) 10-A 31,5 24,52 18,5 1,56 38,18 14,9 21,8 TAEJ (1) 31,5 24,30 17,9 1,55 37,71 14,9 21,8 TAEJ (3) 31,5 24,18 17,7 1,55 37,48 14,9 21,8 10-A 31,5 28,00 19,8 1,57 43,88 17,6 23,2 TAEJ (1) 31,5 27,55 18,8 1,56 42,96 17,5 22,7 TAEJ (3) 31,5 27,42 18,5 1,56 42,69 17,5 22,7 X/R Estabilidad y Bote de Carga Para efectos de este trabajo se realizaron varios escenarios basados en la pérdida de la interconexión con el SEN y Sags de voltaje, con la finalidad de determinar la estabilidad de las unidades Turbogeneradoras. Los escenarios que se presentan a continuación se basan en las fallas más importantes que pueden ocurrir en el sistema eléctrico del Mejorador. Caso1.- Falla trifásica en la barra principal del Mejorador, la cual se despejará a los 200 ms por los interruptores asociados. Caso2.- Apertura de los interruptores B-105 y B-205, causando la pérdida de los alimentadores 1 y 3 provenientes del TAEJ hasta la subestación 10-A. Caso3.- Falla en el SEN provocando la pérdida de los alimentadores 1 y 3, quedando aislado el Mejorador, siendo necesario realizar bote de carga y separación de área. Caso4.- Sag de voltaje en el SEN, simulando una depreciación del -20% en el Sistema Eléctrico Nacional, mediante una rampa de voltaje con dicha caída. Los resultados arrojados por las simulaciones demuestran que los escenarios más críticos son el caso 2 (Ver figuras 4A y 4B) y 3 (Ver figuras 5A y 5B), donde el Mejorador queda aislado, y aún realizándose Bote de Carga se puede observar que el Mejorador no puede operar de manera aislada, dado que la demanda es mayor que la generación. Fig. 4A: Angulo Absoluto de los Generadores. Fig.4B: Potencia Activa de los Generadores. 6
Fig. 5A: Angulo Absoluto de los Turbogeneradores con Bote de Carga. Fig. 5B: Potencia Activa de los Turbogeneradores con Bote de Carga. Fig. 6A: Angulo Absoluto de los Turbogeneradores ante un Cortocircuito. Fig. 6B: Potencia Activa de los Turbogeneradores ante un Cortocircuito. Fig. 7A: Angulo Absoluto de los Turbogeneradores ante el Sag de Voltaje. Fig. 7B: Potencia Activa de los Turbogeneradores ante el Sag de Voltaje. 3. ANÁLISIS DE RESULTADOS En la tabla II, se puede apreciar como en todos los casos de estudio los niveles de voltaje presente en las barras del Mejorador estuvieron dentro de los límites establecidos por la Norma ANSI C84.1-2006, manteniendo las cargas asociadas operativas y en funcionamiento normal. Por otra parte, en la subestación principal del Mejorador y en las barras de la Subestación TAEJ los niveles de cortocircuito obtenidos (ver tabla III), no alcanzan valores que sobrepasan las capacidades nominales de los equipos de interrupción aun con la incorporación de los bloque de Generación. En las figuras 4A, 4B, 5A y 5B, se aprecia como las unidades Turbogeneradoras no logran estabilizarse ante fallas que dejan al Mejorador operando de manera aislada del SEN, aun realizando los botes de carga donde se dejó la Generación igual a la Demanda (50 MW) y una separación de un bloque de demanda de aproximadamente 8,5 MW. Sin embargo, como se puede observar en las figuras 6A, 6B, 7
7A y 7B ante fallas de cortocircuito y depresiones de voltaje producidos en el SEN con el respaldo de la red las unidades turbogeneradoras se logran estabilizar adecuadamente. CONCLUSIONES La simulación de sistema eléctrico asociado al Mejorador Petropiar 34,5/13,8/4,16 kv permitió realizar un estudio gráfico de las perturbaciones más comunes que se presentan en el Sistema Eléctrico Nacional. Los casos de simulación descritos permitieron evaluar los componentes asociados al Mejorador tanto en estado permanente como transitorio y así observar el comportamiento del sistema ante la incorporación de bloques de Generación, de esta forma se tiene un amplio rango de simulaciones y por ende mayores resultados para diferentes simulaciones. El análisis de los resultados de los diferentes casos de simulación permitió adicionalmente verificar que los equipos instalados (transformadores, interruptores y barras) en las distintas subestaciones del Mejorador Petropiar están diseñados para soportar las variaciones de voltaje y corriente ante la incorporación de generación. El Mejorador Petropiar deberá operar siempre con el respaldo de la red para así garantizar calidad de servicio a las cargas asociadas y evitar sobrecarga en sus unidades turbogeneradoras. Y aún con la incorporación de los turbogeneradores es necesario mantener dicha interconexión con el SEN para aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico del Mejorador Petropiar, lo cual permitirá la operación estable de sus unidades Turbogeneradores asociadas. BIBLIOGRAFÍA [1] Surya, S. Electrical Power Systems Quality. Editorial McGraw Hill. Estados Unidos. 1996. [2] Kundur, P. Power System Stability and Control. Editorial McGraw Hill, 1era Edición, California. 1994. [3] ANSI C84-1, American National Standards for Electrical Power Systems and Equipment Voltage Ratings (60 Hz), 2006. [4] NEMA MG1. Motors and Generators, 2009. 8