Factibilidad Técnica: Energía a Celdas de Aluminio desde Termoeléctrica Sidor

‘- UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
VICERRECTORADO PUERTO ORDAZ
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TRABAJO DE GRADO
FACTIBILIDAD TÉCNICA PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LAS
CELDAS DE REDUCCIÓN DE ALUMINIO DE CVG VENALUM DESDE
LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA SIDOR
Tutor Académico:
Ing. Luis Chacín
Autor:
Br: Gabriel Arismendi
C.I. 20.804.413
Ciudad Guayana, Noviembre de 2020.
FACTIBILIDAD TÉCNICA PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LAS
CELDAS DE REDUCCIÓN DE ALUMINIO DE CVG VENALUM DESDE
LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA SIDOR
ii
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
VICERRECTORADO PUERTO ORDAZ
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TRABAJO DE GRADO
FACTIBILIDAD TÉCNICA PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LAS
CELDAS DE REDUCCIÓN DE ALUMINIO DE CVG VENALUM DESDE
LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA SIDOR
Trabajo de Grado presentado ante el
Departamento de Ingeniería Eléctrica de la
Unexpo Vicerrectorado Puerto Ordaz como
parte de los requisitos para optar al Título
de Ingeniero Eléctrico.
Ciudad Guayana, Noviembre de 2020.
iii
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
VICERRECTORADO PUERTO ORDAZ
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TRABAJO DE GRADO
ACTA DE EVALUACIÓN
Nosotros Miembros del Jurado designado para la evaluación del Trabajo de
Grado titulado: “FACTIBILIDAD TÉCNICA PARA SUMINISTRAR ENERGÍA
A LAS CELDAS DE REDUCCIÓN DE ALUMINIO DE CVG VENALUM
DESDE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA SIDOR”, presentado por el Br.
Gabriel José Arismendi Marchan, portador de la C.I Nº V-20.804.413, para
optar al título de Ingeniero Electricista, estimamos que reúne los requisitos
necesarios para ser considerado como APROBADO. En fe del cual
firmamos:
Coordinador del Jurado
Jurado Principal
Ing:
Ing:
pt
Ing. Luis Chacín
Tutor Académico
Ciudad Guayana, Noviembre de 2020.
iv
Arismendi Marchan, Gabriel José
FACTIBILIDAD TÉCNICA PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LAS
CELDAS DE REDUCCIÓN DE ALUMINIO DE CVG VENALUM DESDE
LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA SIDOR
Pág. 85
Noviembre de 2020.
Trabajo de Grado
Universidad Nacional Experimental Politécnica ¨Antonio José de Sucre¨
UNEXPO. Vice-Rectorado Puerto Ordaz
Departamento de Ingeniería Eléctrica
Tutor Académico: Ing. Luis Chacín
Referencias Bibliográficas: pág. 65
Contenido: Resumen, Índice, Introducción, Capítulos, Conclusiones, Recomendaciones,
Bibliografía, Anexos.
Palabras clave: Energía, celdas, termoeléctrica, modo isla.
v
DEDICATORIA
A Dios por haberme permitido llegar hasta este punto y haberme dado
salud para lograr mis objetivos, además de su infinita bondad y amor.
A mí mamá Silvia, mi papá Enrique y mis hermanos por apoyarme en
todo momento, por sus consejos, sus valores, por la motivación constante
que me ha permitido ser una mejor persona, pero más que nada por su amor
incondicional, ustedes son mis pilares más importantes, los amo con mi vida.
Finalmente, a los profesores, aquellos que marcaron cada etapa de
nuestro camino universitario y que nos ayudaron en asesorías, y dudas
presentadas en la elaboración de la tesis.
Gabriel José Arismendi Marchán.
vi
AGRADECIMIENTO
En primer lugar, gracias a Dios por ser el motor que me impulsó a
perseverar en el transcurso de la carrera universitaria.
A mi madre Silvia Marchan por ser mi mayor pilar, mi consejera,
amiga, y por enseñarme que todo lo que se comienza se termina.
A mi padre Enrique Arismendi por haber sido mi guía y ejemplo a
seguir, gracias por estar siempre para mí.
A mis hermanos Daniel Arismendi, Javier Arismendi y Greisy
Arismendi por apoyarme en esta etapa de mi vida y ser mi aliento para lograr
mis objetivos.
A mi tutor Académico Ing. Luis Chacín por prestarme su apoyo en la
realización de esta investigación.
A mi tutor Industrial Ing. Joel Narváez por su apoyo en la realización
de mi Trabajo de Grado.
A María Elena Ávila por su apoyo desde el inicio de esta etapa tan
importante para la culminación de mi carrera y sobre todo por su compañía.
A la Empresa Corpoelec por abrirme las puertas para poder
desempeñar mis funciones y desarrollar mi Trabajo de Grado.
Y por último y no menos importante a la Universidad Nacional
Experimental Politécnica Antonio José de Sucre y a todos los docentes que
hacen vida en ella, por brindarme sus conocimientos y ayudarme a
superarme como profesional. Muchas gracias.
Gabriel José Arismendi Marchán.
iv
ÍNDICE GENERAL
Pág.
DEDICATORIA………………………………………………………………………..
VI
AGRADECIMIENTOS………………………………………………………………..
VII
ÍNDICE DE FIGURAS..……………………………………………………………...
XI
ÍNDICE DE TABLAS….……………………………………………………………...
XII
ÍNDICE DE CUADROS………………………………………………………………
XIII
GLOSARIO…………………………………………………………………………....
XIV
RESUMEN…………………………………………………………………………….
XVI
INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………..
1
CAPITULOS
I EL PROBLEMA
Planteamiento del problema………………………………………………...
3
Objetivo general………………………………………………………………
6
Objetivos específicos………………………………………………………...
6
Justificación de la investigación…………………………………………….
7
Alcance y delimitación de la investigación………………………………...
8
II MARCO TEORICO
Antecedentes de la investigación…………………………………………..
9
Bases teóricas………………………………………………………………..
12
1. Energía Eléctrica………………………………………………...............
12
2. Sistema Eléctrico Nacional……………………………………………...
13
3. Contingencia en el Servicio Eléctrico Nacional……………………….
13
4. Termoeléctrica……………………………………………………...........
14
4.1. Tipos de termoeléctrica…………………………………………………
14
4.1.1. De ciclo clásico o convencional…………………………………….
14
4.1.2. De ciclo combinado…………………………………………………..
15
5. Subestación………………………………………………………............
15
5.1. Tipos de subestaciones…………………………………………………
15
v
5.1.1. Subestaciones de acuerdo a su función…………………………...
15
5.1.2. Subestaciones de acuerdo con su nivel de tensión………………
16
5.1.3. Subestaciones de acuerdo al tipo de aislamiento………………..
16
5.1.4. Subestaciones de acuerdo a su forma de instalación……………
16
6. Modo Isla………………………………………………………………….
17
7. Modo Hibernación………………………………………………….........
17
III MARCO METODOLÓGICO
Tipo de la investigación……………………………………………………...
18
Diseño de la investigación…………………………………………………..
18
Unidad de análisis.…………………………………………………………...
19
Técnicas e Instrumentos de recolección de datos…………………………
19
Técnicas de recolección de datos…………………………………………..
20
Instrumentos de recolección de datos………………………………………
21
Procedimiento general………………………………………………............
22
IV LOS RESULTADOS
Análisis e interpretación de los resultados…………………………………
24
Determinación de los requerimientos de potencia de CVG Venalum para la
operación en Modo Hibernación de las celdas de reducción de aluminio en
caso
de
contingencia
mayor
del
Servicio
Eléctrico
Nacional.…………...................................................................................
24
Evaluación de los esquemas de operación de las unidades de la Central
Termoeléctrica Sidor en el Modo Isla……………………………………….
32
Simulación del esquema de distribución para la técnica de interconectar en
forma aislada a la Central Termoeléctrica Sidor con las Subestaciones de
CVG Venalum para la operación en Modo Hibernación de las celdas de
reducción de aluminio en caso de contingencia mayor del Servicio Eléctrico
Nacional……………………….
40
Establecimiento del procedimiento operativo para interconectar la Central
Termoeléctrica Sidor en forma aislada con las Subestaciones de CVG
Venalum para la operación en Modo Hibernación……………….
44
vi
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones………………………………………………………………………….
62
Recomendaciones…………………………………………………………………...
64
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………………………………..
65
ANEXOS……………………………………………………………………………….
66
ANEXO A. Esquema general de la interconexión entre la Planta Termoeléctrica A y
la S/E Guayana B…………………………………………………………………….
67
ANEXO B. Diagrama de bloques del Sistema Eléctrico de CVG
68
Venalum…………………………………………………………………………………
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figuras
1
pág.
Flujograma de bloques del Sistema Eléctrico de CVG
Venalum…………………………………………………....
2
Caso
Inicial:
CVG
Venalum
alimentada
26
desde
41
Guayana
B……………………………………………………………...
3
CVG Venalum alimentada desde Planta A por medio
de
una
línea
corta
(evaluación
de
42
propuesta)……………….
viii
ÍNDICE DE TABLAS
Tablas
1
pág.
Descripción de la bahía de transforectificadores del
Complejo I, II y V línea………………………………………
2
Cargas de las Facilidades del Complejo I, II y V línea de
CVG Venalum…………………………………….…………..
3
29
Tabla comparativa de las características de las turbinas
aeroderivadas e industriales………………………………...
4
27
34
Cargas esenciales para el arranque en negro de la
Unidad
39
TS2……………………………………………………………...
ix
ÍNDICE DE CUADROS
Cuadros
1
pág.
Cuadro comparativo de los parámetros que inciden en
la operación en modo isla de la Unidad TS2.
37
………….........
2
Cuadro comparativo de la potencia nominal y corriente
del
diésel
y
las
alimentaciones
de
Central
–
Unidad……………………………………………………......
38
x
GLOSARIO
Arrancar unidad: Colocar en servicio una maquina habiéndose cumplido
condiciones de operación y seguridad previas y siendo esto necesario
debido al aumento de la demanda de potencia de las unidades. Corpoelec
Central termoeléctrica: Instalación empleada en la generación de
energía eléctrica a partir de la energía liberada por combustibles
fósiles (petróleo, gas natural, carbón, madera y núcleos de uranio).
Corpoelec.
Consumo: Es el número de kilovatios/hora utilizados por un hogar o
negocio durante un tiempo, normalmente mensual o bimensual.
Corpoelec
Condición de "Black out":Pérdida inesperada y total de energía en el
sistema eléctrico de la planta de generación, quedando toda la instalación
sin suministro de tensión del Sistema Interconectado Central y de la
planta de generación. Corpoelec
Generador eléctrico: Aparato destinado a entregar energía eléctrica por
transformación de otra forma de energía. Corpoelec
Energía termoeléctrica: Es la energía que se genera a partir del calor.
Una central termoeléctrica convencional genera energía eléctrica a partir
del calor que genera la combustión de los combustibles fósiles como el
carbón, el petróleo y el gas natural. Corpoelec
xi
GW: Gigavatio, unidad de potencia en el Sistema Internacional
equivalente a mil millones de vatios. Corpoelec
Kwh: Kilovatios hora, es la unidad de energía eléctrica utilizada para
medir el consumo de energía. Expresa la energía que desarrolla un
equipo generador, de 1000 Watios de potencia durante una hora, o
consume un equipo consumidor de la misma. Corpoelec
MW: Símbolo del megavatio. Unidad de potencia eléctrica que equivale a
un millón de vatios. Corpoelec
Potencia: Capacidad de los aparatos eléctricos para producir trabajo, la
cantidad de energía entregada o absorbida por un aparato en un tiempo
determinado. La unidad de medida es el W (vatio) o el kW (kilowatio).
Corpoelec
Subestación: Conjunto de equipos, incluido cualquier recinto necesario
para la transformación, conversión o regulación de energía eléctrica.
Corpoelec
Tensión: Diferencia de potencial eléctrico que tiene que existir entre dos
partes activas de una instalación, para que la corriente eléctrica circule
por esa instalación. La tensión se mide en Voltios, por lo que también es
conocida como volta. Corpoelec
Transformador: Aparato que utiliza el acoplamiento magnético entre
algunas de sus partes para entregar energía eléctrica con tensión igual o
distinta de la que la recibe. Corpoelec
Voltio: Unidad de tensión eléctrica. Es la diferencia de potencial que debe
de existir entre los extremos de una resistencia de 1 ohmio, para que
xii
circule por ella una corriente de 1 amperio de intensidad. Su símbolo
es V. Corpoelec
W: Símbolo de vatio, es la unidad de potencia en el Sistema
Internacional de Unidades. Corpoelec
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
VICERRECTORADO PUERTO ORDAZ
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TRABAJO DE GRADO
FACTIBILIDAD TÉCNICA PARA SUMINISTRAR ENERGÍA A LAS
CELDAS DE REDUCCIÓN DE ALUMINIO DE CVG VENALUM DESDE
LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA SIDOR
Autor: Gabriel José Arismendi Marchan
Año: 2020
RESUMEN
La siguiente investigación consistió en analizar la factibilidad técnica para
suministrar energía a las celdas de reducción de aluminio de CVG
Venalum desde la Central Termoeléctrica Sidor en modo isla, en caso de
contingencia mayor del Sistema Eléctrico Nacional, debido a la necesidad
que presenta CVG Venalum de contar con una fuente de energía de
respaldo ante la pérdida total del suministro normal desde el Servicio
Eléctrico Nacional, motivo de las fallas mayores del mismo. El tipo de la
investigación se considera descriptivo y el diseño de campo, utilizando
como técnica e instrumentos de recolección de datos la observación
directa, entrevista no estructurada y consultas académicas e industriales,
a través de las cuales se pudo conocer los requerimientos de potencia de
xiii
CVG Venalum para la operación en Modo Hibernación de las celdas de
reducción de aluminio en caso de contingencia mayor del Servicio
Eléctrico Nacional y evaluar los esquemas de operación de las unidades
de la Central Termoeléctrica Sidor en el Modo Isla. Como resultado de la
investigación y los cálculos realizados se logro validar que es factible
realizar la interconexión de la Central Termoeléctrica Sidor en forma
aislada con las Subestaciones de CVG Venalum para la operación en
Modo Hibernación de las celdas de reducción de aluminio.
Palabras claves: Energía, celdas, termoeléctrica, modo isla.
xiv
INTRODUCCIÓN
La Empresa Eléctrica Nacional (CORPOELEC), es una institución
que nació con la visión de reorganizar y unificar el sector eléctrico
venezolano a fin de garantizar la prestación de un servicio eléctrico
confiable, no excluyente y con sentido social. Dicha empresa se encarga
de la generación, la transmisión, la distribución y el suministro de energía
eléctrica venezolano, y une bajo su techo las cuatro actividades clave del
mercado sin gozar de competencia.
En Venezuela, se implantaron termoeléctricas, con el fin de
producir energía eléctrica a partir de combustibles fósiles como carbón,
gas natural, petróleo, madera y otros. Una de estas, es la Central
Termoeléctrica Sidor, conformada por tres unidades turbogeneradoras de
energía eléctrica, descritas como las unidades TS1 y TS2 con capacidad
de generación de 50 MVA, y la unidad TS3 con una capacidad de
generación de 75 MVA, para un total 175 MVA de capacidad instalada de
planta.
Actualmente la Central Termoeléctrica Sidor, está conectada en
forma “Radial” al Servicio Eléctrico Nacional, a través de su interconexión
“Guayana B – Sidor R3”, de acuerdo al bloque de energía autorizado por
CORPOELEC y siendo que el suministro de energía eléctrica utilizada
para los procesos productivos de la empresa Venalum provienen de la
Sub-estación Guayana B. La presente investigación plantea la necesidad
de analizar la factibilidad técnica para suministrar energía a las celdas de
reducción de aluminio de CVG Venalum desde la Central Termoeléctrica
Sidor en modo isla, en caso de contingencia mayor del Sistema Eléctrico
Nacional.
La investigación consta de cinco capítulos, el capítulo I conformado
por el
Planteamiento del
problema, Objetivo
General, Objetivos
específicos, Justificación, Alcance y delimitación, el capítulo II conformado
por los Antecedentes de la Investigación y el Marco Teórico, el Capítulo III
por el tipo de Investigación, Diseño de la Investigación, Técnicas e
1
Instrumentos
de
Recolección
de
Datos
y
Procedimiento
de
la
investigación, el capítulo IV Análisis de los resultados. Finalmente se
presentarán las conclusiones, recomendaciones, referencias bibliográficas
y anexos.
2
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
Planteamiento Del Problema
El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) fue desarrollado en 1964 y su
objetivo es repartir la energía de las centrales hidroeléctricas y
termoeléctricas por medio de un sistema de transmisión de alto voltaje. La
Empresa Eléctrica Nacional CORPOELEC desde 2009 ha presentado
afectaciones en su capacidad de generación eléctrica y, por tanto, la
estabilidad del Servicio Eléctrico Nacional se ha visto vulnerable, debido a
diferentes causas, entre ellas la sequía provocada por el fenómeno del
niño (la cota del embalse de la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar
alcanzo sus niveles más bajos históricamente).
Así mismo, se presentan fallas en las instalaciones del Sistema
Eléctrico Nacional (SEN), dado a que la mayoría tiene una antigüedad
mayor a los 50 años, además, los equipos primarios y secundarios en
servicio u operación carecen de mantenimiento y no cuentan con
respaldos tecnológicos de los daños o reparaciones que puedan
presentarse, por lo tanto, la solución o el restablecimiento del servicio
eléctrico se prolonga por más de 5 horas continuas, causando variaciones
en los flujos de cargas y variaciones de la tensión y afectando a los
usuarios de máxima prioridad. Igualmente, se presentan fallas en la
electrificación, la capacidad energética del Guri se sobre explota, ocurren
BlackOut (Apagón), entre otros.
Producto de esta situación, se tomaron diversas medidas para
superar la crisis y la insuficiencia de la energía eléctrica en ciertas áreas,
entre ellas la de implementar un programa de racionamiento eléctrico en
todo el país, el cual fue finalmente suspendido de manera oficial en junio
de 2010, debido a la recuperación de los embalses por las lluvias. En
3
dicho programa de racionamiento se incluyó a las Empresas Básicas de
Guayana, las cuales se vieron forzadas a detener gran parte de sus
procesos productivos, entre ella CVG Venalum, quien por el recorte
energético sufrió la pérdida de una gran cantidad de sus celdas de
producción de aluminio (488 de 885 celdas) y quedo totalmente
inoperativa por la solidificación de las mismas, al carecer de la energía
requerida para mantenerlas bajo el modo de “Hibernación” y así ser
protegidas a la espera de la normalización del suministro normal de
energía desde el Servicio Eléctrico Nacional .
CVG Venalum cuenta con tres (3) Subestaciones eléctricas, las
cuales reciben el potencial eléctrico de la empresa CVG CORPOELEC,
desde la subestación Guayana B a un nivel de tensión de 115 KV, cada
uno de los Complejos I, II y V línea, suministra energía eléctrica a los
diferentes sectores de la planta. Igualmente, cada subestación consta de
un juego de barras que se identifican como Barra Norte y Barra Sur,
desde estas barras los transfo-rectificadores ubicados en los patios de las
subestaciones, reciben una alimentación en el orden de los 115 KV a C.A,
que posteriormente son llevados a otros niveles requerido y, además,
convertidos a valores de corriente directa (DC).
El uso de transfo-rectificadores es de suma importancia, ya que
gracias a la rectificación producida en las subestaciones de CVG
VENALUM, se puede producir el aluminio primario en los complejos de la
planta, a través del proceso de electrolisis, el cual solo ocurre cuando está
presente la corriente continua.
A la fecha CVG Venalum desarrolla un Plan de recuperación de las
Celdas de Producción de Aluminio, de las cuales ya cuenta con 35 celdas
operativas, no obstante, en caso de repetirse nuevamente una
perturbación mayor en el Servicio Eléctrico Nacional o alguna falla local
en el esquema de distribución regional de las Sub-estación Guayana “B”,
dichas celdas quedarían sin energía colocando en riesgo su integridad, en
caso de que la fuente normal de suministro no sea repuesta antes de las
mismas disminuyan su temperatura y se solidifiquen produciendo nuevas
4
pérdidas millonarias a la empresa Venalum y por ende a la Nación. Todo
lo anterior por el hecho de la pérdida del suministro normal de
alimentación (motivado a falla locales o globales del S.E.N.) y
adicionalmente por el hecho de no contar con la capacidad de poder
colocar dichas celdas en el modo hibernación, durante el tiempo de
reparación y recuperación de la fuente normal de alimentación, dado que
no se cuenta con una fuente de alimentación de respaldo que asegure
este modo de contingencia.
Sin embargo, estas celdas podrían ser alimentadas en modo isla
por la Central Termoeléctrica SIDOR, la cual está conectada en forma
“Radial” al Servicio Eléctrico Nacional, a través de su interconexión
“Guayana B – Sidor R3”, de acuerdo al bloque de energía autorizado por
CORPOELEC. Esta Central está compuesta por tres (3) Unidades
Turbogeneradoras: dos (02) marca General Electric, modelo LM6000
(50MW c/u) y una (01) marca General Electric, modelo F7EA (75MW),
sumando unos 175 MW de Capacidad Nominal, con sus respectivos
transformadores principales y auxiliares.
Por todo lo antes mencionado y en virtud de la necesidad que
presenta CVG Venalum de contar con una fuente de energía de respaldo
ante la pérdida total del suministro normal desde el Servicio Eléctrico
Nacional, motivo de las fallas mayores del mismo y de acuerdo al
conocimiento de la existencia de la Central Termoeléctrica Sidor y su
conexión radial con el Sistema de Distribución Regional, la presente
investigación pretende analizar la factibilidad técnica para suministrar
energía a las celdas de reducción de aluminio de CVG Venalum desde la
Central Termoeléctrica Sidor en modo isla, en caso de contingencia
mayor del Sistema Eléctrico Nacional,
En tal sentido, se plantean las siguientes interrogantes:
¿Cuáles, cuantas y que tipo de carga requiere suministrar CVG
Venalum para operar las celdas de reducción de aluminio bajo el modo de
contingencia de hibernación?
¿Cuáles son los esquemas de operación de las unidades de la
5
Central Termoeléctrica Sidor en el Modo de Operación en Isla?
¿En el esquema de Distribución Regional, es factible la técnica de
interconexión aislada de la Central Termoeléctrica Sidor con las Subestaciones de CVG Venalum para la operación en Modo Hibernación de
las celdas de reducción de aluminio en caso de contingencia mayor del
Servicio Eléctrico Nacional?
¿Existen procedimientos para la operación e interconexión en
forma aislada de la Central Termoeléctrica Sidor con las Subestaciones
de CVG Venalum para la operación en Modo Hibernación?
Objetivo General
Analizar la factibilidad técnica para suministrar energía a las celdas
de reducción de aluminio de CVG Venalum desde la Central
Termoeléctrica Sidor en modo isla, en caso de contingencia mayor del
Sistema Eléctrico Nacional.
Objetivos Específicos

Determinar los requerimientos de potencia de CVG Venalum para
la operación en Modo Hibernación de las celdas de reducción de
aluminio en caso de contingencia mayor del Servicio Eléctrico
Nacional.

Evaluar los esquemas de operación de las unidades de la Central
Termoeléctrica Sidor en el Modo Isla.

Simular el esquema de distribución para la técnica de interconectar
en forma aislada a la Central Termoeléctrica Sidor con las
Subestaciones de CVG Venalum para la operación en Modo
Hibernación de las celdas de reducción de aluminio en caso de
contingencia mayor del Servicio Eléctrico Nacional.
6

Establecer el procedimiento operativo para interconectar la Central
Termoeléctrica Sidor en forma aislada con las Subestaciones de
CVG Venalum para la operación en Modo Hibernación.
Justificación de la investigación
Hoy en día, CORPOELEC busca garantizar su producción para
honrar los compromisos adquiridos con los mercados nacionales e
internacionales en el suministro de energía eléctrica. Así mismo, cumplir
con las empresas básicas de Guayana para que estas puedan cumplir
con sus operaciones y procesos productivos, tomando en consideración el
consumo de energía por el crecimiento demográfico, las posibles
contingencias por fallas o mantenimiento y las consecuencias originadas
por efectos de los cambios climáticos y los periodos de sequía que
impactan directamente en las centrales hidroeléctricas del país, es
imperativo considerar un respaldo en la independencia eléctrica.
En Venezuela, el Sistema Eléctrico Nacional se encuentra
inestable, debido a las fallas que se presentan en las instalaciones, dado
que la mayoría tiene una antigüedad mayor a los 50 años,además, los
equipos primarios y secundarios en servicio u operación carecen de
mantenimiento y no cuentan con respaldos tecnológicos de los daños o
reparaciones que puedan presentarse, por lo tanto, la solución o el
restablecimiento del servicio eléctrico se prolonga por más de 5 horas
continuas, afectando a los usuarios de máxima prioridad.
Igualmente, se presentan fallas en la electrificación por la caída o
mantenimiento de las líneas de transmisión, la capacidad energética del
Guri se sobre-explota lo que en ocasiones provoca los denominados
Black Out del Sistema (Apagón) y otras fallas en el suministro de la
energía eléctrica, la empresa productora de aluminio CVG Venalum ha
sufrido pérdidas de una gran cantidad de sus celdas de producción, al
carecer de la energía requerida para mantenerlas bajo modo de
hibernación, por tal motivo, tiene la necesidad de contar con una fuente
de energía de respaldo ante la pérdida total del suministro normal desde
7
el Servicio Eléctrico Nacional por fallas mayores.
La Central Termoeléctrica Sidor pudiese actuar a través de una
interconexión en forma aislada con las Subestaciones de CVG Venalum
para la operación en modo hibernación de las celdas de reducción de
aluminio, por lo tanto, y para que se aplique es indispensable analizar la
factibilidad técnica para suministrar energía a las celdas de reducción de
aluminio de CVG Venalum desde la Central Termoeléctrica Sidor en modo
isla, en caso de contingencia mayor del Sistema Eléctrico Nacional.
Alcance y Delimitación de la investigación
El plan de trabajo consistirá en el análisis de la factibilidad técnica
para suministrar energía a las celdas de reducción de aluminio de CVG
Venalum desde la Central Termoeléctrica Sidor en modo isla, en caso de
contingencia mayor del Sistema Eléctrico Nacional, donde se determinará
a través de un estudio los requerimientos de potencia de CVG Venalum
para la operación en Modo Hibernación de las celdas de reducción de
aluminio en caso de contingencia mayor del Servicio Eléctrico Nacional.
De igual manera, se evaluarán los esquemas de operación de las
unidades de la Central Termoeléctrica Sidor en el Modo de Operación en
Isla.
Seguido de esto, se simulara el esquema de distribución para la
técnica de interconectar en forma aislada a la Central Termoeléctrica
Sidor con las Subestaciones de CVG Venalum para la operación en Modo
Hibernación de las celdas de reducción de aluminio en caso de
contingencia mayor del Servicio Eléctrico Nacional, con el fin de poder
establecer el procedimiento operativo para interconectar la Central
Termoeléctrica Sidor en forma aislada con las Subestaciones de CVG
Venalum para la operación en Modo Hibernación.
En la presente investigación no está contemplado realizar el
estudio económico, se llevará a cabo en la División Local de la Central
Termoeléctrica Sidor de Corpoelec, ubicada en Puerto Ordaz – Estado
8
Bolívar, durante un periodo de dieciséis (16) semanas comprendidas
desde el día 17/02/2020 hasta el 05/06/2020.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
Antecedentes de la investigación
Carrasco (2010), en su Trabajo de Grado presentado ante la
Universidad de Oriente como requisito parcial para optar al Título de
Ingeniero Electricista titulado “ANALISIS DE CONTINGENCIA EN EL
SISTEMA
ELÉCTRICO
DE
LA
INDUSTRIA
VENEZOLANA
DE
ALUMINIO, CVG. VENALUM”, estableció como objetivo principal realizar
un plan de contingencia el cual asegure a los operadores y técnicos de las
subestaciones, hacer operaciones de manera segura al producirse una
emergencia, asimismo, mediante este trabajo van a estar seguros de que
las operaciones son validadas dado que se realizaron las simulaciones de
las mismas en el software ETAP 6.0.0.
CVG
VENALUM
está
alimentada
por
tres
subestaciones
principales, las cuales son alimentadas de la subestación de “Guayana B”,
desde ahí provienen 4 líneas de transmisión a nivel de 115 KV, las cuales
dos llegan a la subestación de complejo I, una a complejo II y la última a V
línea. Desde allí se alimentan los transfo-rectificadores (Encargados de
transformar la corriente AC en DC necesaria para la electrolisis) y los
transformadores de servicios auxiliares.
Las Contingencias estudias fueron las pérdidas de una y dos líneas
de transmisión de 115 KV y las pérdidas de 1, 2 y 3 transformadores de
servicios auxiliares, concluyendo así que las contingencias a nivel de 115
KV se pueden hacer de manera segura, mientras que en las de 13,8 KV
cuando están 3 transformadores fuera de servicio, se tienen que hacer un
bote de carga para disminuir la misma en los transformadores restantes.
9
También así se hizo un análisis de cortocircuito a cada contingencia para
conocer si estos valores se superan en cada una de ellas, observando así
que para estos casos estos valores no son superados.
Este trabajo sirve de aporte al estudio pues permitió conocer
obtener información del flujo de carga en las subestaciones, además de
las contingencias que puedan suscitarse en ellas, permitiendo conocer los
análisis de seguridad que se aplican, los cuales consiste básicamente en
realizar múltiples estudios que determinan el estado de la red tras la
pérdida de uno o varios elementos del sistema eléctrico.
Así mismo, Colorado (2010), en su Trabajo Especial de Grado
presentado para optar al Título de Especialista en Planificación,
Desarrollo y Gestión de Proyectos en la Universidad Monte Ávila titulado
"DIAGNÓSTICO
DEL
ESTADO
ACTUAL
DEL
SISTEMA
DE
TRANSMISIÓN ELÉCTRICO EN VENEZUELA", desarrollo como objetivo
principal la compilación y análisis de la información necesaria para emitir
el Diagnóstico del Estado Actual del Sistema de Transmisión Eléctrico en
Venezuela, asumiendo este diagnóstico como un medio básico en la
planificación y gestión de los proyectos necesarios para garantizar una
óptima transmisión de la energía eléctrica a nivel nacional.
El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) se desarrolló en democracia,
siendo uno de los principales puntos de planificación e inversión de
recursos de los gobiernos de la segunda mitad del siglo XX, como bien lo
reseña Adriana Rivera en su artículo del Nacional del 24 de enero del
2010. Fue durante los años 60 y 70 que se construyó la mayor parte de la
infraestructura del sistema actual. Venezuela llegó a ser el puntero en
cuanto a la capacidad de generación de energía en la región durante los
años 70 y 80, solo siendo adelantado por Estados Unidos y Canadá.
A comienzos de los años 70 se hicieron estudios que proyectaban
lo que pasaría en el sector durante los próximos 20 años. En ellos se
contemplaba la creación de Plantas Generadoras como la de Guri y
Caruachi; se planificaron subestaciones de alimentación a escala nacional
y se trazaron las líneas que conectarían la energía eléctrica del país. Se
10
contempló también en este plan, la forma de transportar grandes bloques
de energía producida en el Caroní al centro del país, donde se
concentraba la mayor demanda. Para ello se diseñó un Sistema de
Transmisión adecuado y su interconexión. Para 1993, el 90,1% del país
estaba electrificado y una década después esta cifra se ubicó en 94,3%.
Esto quiere decir que el Sistema de Transmisión que existe ahora en
Venezuela es el mismo que se tenía antes de 1998. En los últimos 10
años, según la investigación realizada, poco se ha invertido en el SEN, y
ésta es la principal causa de la crisis que atraviesa en la actualidad.
La necesidad de saber el origen de la crisis que atraviesa en la
actualidad el Sector Eléctrico en Venezuela, y saber la relación de ésta
con el estado en que se encuentra la red de transmisión nacional es
indispensable para la realización del presente trabajo, por lo tanto, el
estudio mencionado brinda un aporte importante, pues detalla un
diagnóstico sobre el estado actual del Sistema de Transmisión Eléctrico
en Venezuela.
Por último, Castellanos (2012), en su Trabajo Especial de Grado
presentado en la Universidad de Carabobo para optar al Título de
Ingeniero Electricista y titulado "DISEÑO DE UN SISTEMA DE MANDO
REMOTO PARA EL CONTROL Y SUPERVISIÓN DE OPERACIONES EN
LA SUBESTACIÓN PLANTA CENTRO", estableció como objetivo
principal el diseño de un sistema de mando remoto para el control y
supervisión de operaciones en la Subestación Planta Centro, utilizando
como entorno de programación el software NI LabVIEW 2010 de la
National Instruments, es por ello que se plantea el desarrollo de un
sistema de control donde se puedan visualizar las diferentes operaciones
y maniobras.
La metodología para el cumplimiento de los objetivos se basó en la
realización de entrevistas no estructuradas con el personal encargado del
área de servicios, la observación directa del sistema de mando y
recopilación documental con la finalidad de conocer detalladamente cada
uno de los componentes y condiciones de operación de los dispositivos
11
que se encuentran en la subestación. En la planificación se realizaron las
revisiones detalladas de los tableros y equipos de maniobra, protección,
medición y comunicación instalados en la subestación, para saber
exactamente cuáles serán reemplazados y cuales seguirán siendo
utilizados en el nuevo diseño.
Esta planificación permite obtener un sistema de mando remoto
más efectivo que el mando remoto existente, ya que se elimina el uso de
perillas o switches mecánicos y de pesados y obsoletos tableros de
control, también se soluciona el problema de la obsolescencia del sistema
de comunicación vía telefónica por medio de CANTV y onda portadora,
que seguirán formando parte del sistema pero de manera mejorada,
además de la adición de un software SCADA instalado en un computador,
que permitirá al operador de guardia ver en tiempo real el status de las
operaciones y visualizar el lugar exacto donde ocurre la falla, asimismo se
prevén reservas tanto de hardware como de software para una futura
ampliación del sistema.
Para las empresas energéticas es fundamental integrar sistemas
informáticos a sus procesos como herramienta y estrategia para mejorar
su eficacia y eficiencia en sus actividades, sobre todo en las
Subestaciones Eléctricas es deseable acometer dicha integración. De tal
manera, esta investigación brinda un aporte al estudio realizado dado
que, permite conocer el diseño del sistema de mando remoto que permite
automatizar y actualizar las diferentes operaciones que se llevan a cabo
en una subestación, facilitando las tareas de los operadores que laboran
en ella, y brindándole herramientas tecnológicas para un mejor
desempeño de cada uno de ellos. En todo sistema es necesario y
fundamental, poseer mecanismos de control y supervisión de las variables
involucradas en el mismo, de manera que en determinado momento se
puedan realizar los análisis necesarios para comprobar el estado del
sistema.
12
Bases Teóricas
1.
Energía eléctrica
La Ley Orgánica del Servicio Eléctrico Nacional (2001), en su
Artículo 16 define la Energía Eléctrica como:
Potencia eléctrica producida, transmitida o consumida en
un periodo determinado. Se mide y se expresa en vatio
hora (Wh) o en sus múltiplos: kilovatio hora (KWh),
megavatio (MWh), gigavatio hora (GWh), teravatio hora
(TWh). (p. 6).
Es la energía que se origina de la diferencia de potencial eléctrico
entre dos puntos determinados, cuando se colocan en contacto mediante
un transmisor eléctrico. La generación de energía eléctrica se lleva a cabo
mediante técnicas diferentes, las que suministran mayores cantidades y
potencias de electricidad aprovechan un movimiento rotatorio para
generar corriente continua en una dinamo o corriente alterna en un
alternador. El movimiento rotatorio resulta una fuente de energía
mecánica directa.
2.
Sistema Eléctrico Nacional
La Ley Orgánica del Servicio Eléctrico Nacional (2001), en su
Artículo 16 destaca que el sistema eléctrico es:
Conjunto de actividades, procesos, instalaciones, equipos y
dispositivos que se articulan e interconectan de manera
sistemática y continúa para prestar un servicio eléctrico de
calidad, a los niveles de tensión requeridos por los usuarios.
(p.9).
Entonces, el Sistema Eléctrico comprende todos los medios y
elementos útiles para la generación, el transporte y la distribución de la
energía eléctrica dotado de mecanismos de control seguridad y
13
protección. En Venezuela el Sistema Eléctrico Nacional está compuesto
por un amplio número de infraestructuras, la mayoría de las cuales están
localizadas en la región de Guayana, donde funcionan los complejos
hidroeléctricos más grandes del país. Posee una generación de 24.000
megavatios (MW) y está regido por la Corporación Eléctrica Nacional
(CORPOELEC).
3.
Contingencia en el Sistema Eléctrico Nacional
El Sistema
Eléctrico Nacional debe contar con un Plan de
Previsión de Contingencias elaborado por el operador y prestador del
servicio, con el fin de garantizar la seguridad del sistema y la continuidad
del servicio eléctrico, de acuerdo con el ordenamiento jurídico aplicable.
El Articulo 24 de la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico Nacional (2001),
establece que el Plan de Contingencia debe contener:
1. La determinación de los riesgos de accidentes e
insuficiencias en la prestación del servicio eléctrico y los
medios eficientes para su atención.
2. Las medidas y acciones de protección y seguridad
integral del Sistema Eléctrico Nacional.
3. El orden de prioridades en el suministro del servicio
eléctrico, jerarquizando las necesidades públicas. (p.11).
Una contingencia en el Sistema Eléctrico Nacional es un evento
que ocurre cuando un elemento de la red es retirado o sale de servicio de
manera imprevista o programada, estas pueden ser salidas de líneas de
transmisión, de generadores, de transformadores o de cargas, causando
variaciones en los flujos de cargas y variaciones de la tensión, así como
problemas de frecuencias y potencia de salida en los casos de
generadores. Para conocer las contingencias se realizan análisis, en
donde se estudian los efectos sobre el sistema y la respuesta de este
ante tales eventos, así como las consecuencias que conllevan.
14
4.
Termoeléctrica
Una termoeléctrica es una instalación empleada en la generación
de energía eléctrica a partir de la energía liberada por combustibles
fósiles como petróleo, gas natural, carbón, madera y núcleos de uranio.
4.1
Tipos de termoeléctrica
4.1.1
De ciclo clásico o convencional: Son las que emplean la
combustión de carbón, petróleo, (aceite) o gas natural para
generar la energía eléctrica. La producción de electricidad se
genera en el alternador, por la rotación del rotor (que comparte el
mismo eje que la turbina de vapor) y mediante la inducción
electromagnética.
4.1.2
De ciclo combinado:
Utilizan gas natural, gasóleo o incluso
carbón preparado como combustible para alimentar una turbina
de gas. Luego los gases de escape de la turbina de gas todavía
tienen una elevada temperatura, se utilizan para producir vapor
que mueve una segunda turbina, esta vez de vapor. Cada una de
las turbinas esta acoplada a su correspondiente alternador para
generar energía eléctrica.
5.
Subestación
El Glosario de términos de Corpoelec (2015), define la subestación
como un “Conjunto de equipos, incluido cualquier recinto necesario para
la transformación, conversión o regulación de energía eléctrica.”(p.60). Es
una instalación destinada a establecer niveles de tensión adecuados para
la transmisión y distribución de la energía eléctrica,
15
5.1
Tipos de subestaciones
5.1.1 Subestaciones de acuerdo con su función

Elevadoras:
Normalmente
son
utilizadas
en
centrales
de
generación, su función principal es elevar las tensiones de salida
de las unidades generadoras, de un nivel de media tensión, a un
nivel de alta o extra alta tensión para transmitir la carga que es
generada.

Reductoras: Estas subestaciones reducen las tensiones de
transmisión a una menor tensión para su distribución.

Maniobra
(switcheo):
Son
utilizadas
sólo
para
realizar
operaciones de conexión y desconexión, distribuyen el flujo de
energía hacia otros nodos de la red mediante maniobras, según los
requerimientos y condiciones del sistema.
5.1.2 Subestaciones de acuerdo con su nivel de tensión

De
distribución:
transmisión
o
Encargadas
de
reducir
sub-transmisión
a
uno
de
una
tensión
media
de
tensión.
Generalmente, manejan una tensión primaria de 115 kV y una
tensión secundaria que varía entre 13.8 kV y 34.5 kV.

De
transmisión:
Encargadas
de
reducir
una
tensión
de
transmisión a uno de sub-transmisión. En general, manejan
tensiones primarias de 400 ó 230 kV, mientras que la tensión
secundaria es de 115 kV.
5.1.3 Subestaciones de acuerdo al tipo de aislamiento

Aisladas en aire: Subestaciones en las cuales su aislamiento está
dado por el aire del medio ambiente en que se encuentran. Este
tipo de subestaciones son afectadas por las características
16
atmosféricas del sitio donde se ubican, incluyendo: presión,
temperatura y altitud.

Aisladas en gas SF6: Los elementos que conforman este tipo de
subestaciones se encuentran dentro de módulos herméticamente
cerrados, que contienen gas SF6 (hexafloruro de azufre) a presión.
Este tipo de subestaciones no es afectado por condiciones
atmosféricas, además de permitir su uso en espacios reducidos por
su gran compactación.
5.1.4 Subestaciones de acuerdo a su forma de instalación

Tipo intemperie: Son instaladas en áreas exteriores, diseñadas
específicamente para operar al aire libre bajo las condiciones
ambientales del sitio de instalación. Estas características son:
precipitación pluvial, contaminación, humedad, viento, nieve, entre
otros.

Tipo
interior:
Son
instaladas
en
áreas
interiores,
como
edificaciones. Este tipo de instalación brinda mayor protección
contra condiciones atmosféricas, además de brindar la ventaja de
ocupar menor espacio. Las subestaciones de tableros metálicos
blindados (Metal-Clad) y las subestaciones aisladas en gas SF6,
son las principales subestaciones de este tipo.
6.
Modo isla
La operación en modo isla es maniobrar habiéndose separado del
sistema de potencia, teniendo por lo menos un generador y varias cargas.
Es decir, está asociada a plantas generadoras que operan aisladas de la
red de distribución eléctrica nacional o local.
Existen dos tipos claves de operación en modo isla: Generadores
autónomos no conectados a la red eléctrica y generadores conectados a
la red.
17
Modo Hibernación
Haral (2012), estableció que el modo hibernación “Esuna solución
para la pérdida severa, pero no total de energía o la falta de operadores
debido aconflicto laboral.” (p. 2). Esta es una técnica o modo de
contingencia para proteger las celdas de reducción de aluminio en caso
de la pérdida o fallas en la energía eléctrica. El proceso de modo
hibernación puede conservarse durante semanas, el voltaje de las celdas
debe ser de 1.8 - 2.2 V, el ánodo se debe bajar al aluminio y debe tener
mayor cobertura con alúmina.
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
Tipo de investigación
De acuerdo con el problema planteado en el presente estudio, con
los objetivos que de él se derivan y las bases teóricas acerca del mismo,
el tipo de investigación es descriptiva, Arias (2012), la define como:
Consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno,
individuo o grupo, con el fin de establecer su estructura o
comportamiento. Los resultados de este tipo de
investigación se ubican en un nivel intermedio en cuanto a
la profundidad de los conocimientos se refiere. (p.24)
El trabajo de investigación, de acuerdo al objeto de estudio se
realizó bajo un tipo descriptivo, permitiendo a través de la descripción
analizar la factibilidad técnica para suministrar energía a las celdas de
reducción de aluminio de CVG Venalum desde la Central Termoeléctrica
Sidor en modo isla, en caso de contingencia mayor del Sistema Eléctrico
Nacional
18
Diseño de la investigación
Arias (2012), establece que la investigación de campo es:
La investigación de campo es aquella que consiste en la
recolección de datos directamente de los sujetos
investigados, o de la realidad donde ocurren los hechos
(datos primarios), sin manipular o controlar variable alguna,
es decir, el investigador obtiene la información, pero no
altera las condiciones existentes. De allí su carácter de
investigación no experimental. (p.31).
El diseño de la investigación se considera de campo, dado que, la
información se recolecto directamente de la Central de la Termoeléctrica
Sidor y tiene como propósito indagar los fenómenos sociales con el objeto
de comprender una hipótesis o descubrir relaciones desconocidas entre
los hechos examinados.
Unidad de Análisis
La unidad de estudio o unidad de análisis está referida al
contexto, característica o variable que se desea investigar. Es así
como la unidad puede estar dada por una persona, un grupo, un objeto
u otro que contengan claramente los eventos a investigar.
Hurtado (2000), resalta que “Las unidades de estudio se deben
definir de tal modo que a través de ellas se puedan dar una respuesta
completa y no parcial a la interrogante de la investigación.” (p.60). Es
así como en la presente investigación la unidad de estudio está
constituida por el ente donde se desarrolla y recopila toda la
información, en el caso de la presente investigación es la División de
Generación de la Central Termoeléctrica Sidor de Corpoelec, ubicada
en Puerto Ordaz – Estado Bolívar, el cual influye principalmente en el
19
análisis de la factibilidad técnica para suministrar energía a las celdas
de reducción de aluminio de CVG Venalum desde la Central
Termoeléctrica Sidor en modo isla, en caso de contingencia mayor del
Sistema Eléctrico Nacional.
Técnicas e instrumentos de recolección de datos
Arias (2012), plantea que las técnicas de recolección de datos son:
“El procedimiento o forma particular de obtener datos o información”.
(p.67). En esta investigación para recabar la información se toma en
consideración encuestas, revisiones documentales y de contenido a
través de la observación directa o consulta de fuentes primarias y
secundarias.
Técnicas de recolección de datos
Observación directa
Según Arias (2012), la observación directa es: “Aquella técnica que
consiste en visualizar o captar mediante la vista, en forma sistemática,
cualquier hecho, fenómeno o situación que se produzca en la naturaleza o
en la sociedad, en función de unos objetivos de investigación
preestablecidos”. (p.69). Es una técnica que consiste en observar
personal y atentamente el fenómeno, hecho o caso, tomar información y
registrarla para su posterior análisis.
Los datos obtenidos en esta investigación fueron recogidos
personalmente mientras ocurrían los hechos, con visitas al área de
trabajo. Mediante el empleo de esta técnica se pudo recabar información
básica con la finalidad de analizar la factibilidad técnica para suministrar
energía a las celdas de reducción de aluminio de CVG Venalum desde la
Central Termoeléctrica Sidor en modo isla, en caso de contingencia
mayor del Sistema Eléctrico Nacional.
20
Revisión Documental
Arias (2012), comenta que: “Es un proceso basado en la búsqueda,
recuperación, análisis, critica e interpretación de datos secundarios, es
decir, los obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes
documentales: impresas, audiovisuales o electrónicas” (p. 27). Esta
técnica fue utilizada para consultar materiales bibliográficos, libros
técnicos, tesis, medios electrónicos y entre otros que sirvieron de ayuda
para el desarrollo del mismo.
Entrevista no estructura
Arias (2012), explica que la entrevista no estructurada:
No dispone de una guía de preguntas elaboradas previamente.
Sin embargo, se orienta por unos objetivos preestablecidos, lo
que permite definir el tema de la entrevista. Es por esto que el
entrevistador debe poseer una gran habilidad para formular las
interrogantes sin perder la coherencia. (p.74).
La entrevista no estructurada, es un simple interrogatorio, es una
técnica basada en un dialogo o conversación cara a cara entre el
entrevistador y el entrevistado, acerca de un tema previamente
determinado, de tal manera que el entrevistador pueda obtener la
información requerida.
Las entrevistas no estructuradas fueron aplicadas a diferentes
operadores de la planta, esto con el fin de conocer los requerimientos de
potencia de CVG Venalum para la operación en Modo Hibernación de las
celdas de reducción de aluminio en caso de contingencia mayor del
Servicio Eléctrico Nacional, los esquemas de operación de las unidades
de la Central Termoeléctrica Sidor en el Modo de Operación en Isla, para
poder simular el esquema de distribución para la técnica de interconectar
en forma aislada a la Central Termoeléctrica Sidor con las Subestaciones
de CVG Venalum para la operación en Modo Hibernación de las celdas
21
de reducción de aluminio en caso de contingencia mayor del Servicio
Eléctrico Nacional, y por tanto, establecer el procedimiento operativo.
Consultas académicas e industriales
Se realizaron consultas académicas para orientación sobre los
pasos a seguir en el transcurso de la investigación y consultas industriales
para un mejor entendimiento de la finalidad del trabajo.
Instrumentos de recolección de datos
Méndez (2010), explica que los instrumentos de investigación son:
“Los medios que utiliza el investigador para medir el comportamiento o
atributos de las variables, entre los cuales se destacan los cuestionarios,
entrevistas
y escalas de clasificación, entre otros.” (p.18). Los
instrumentos de investigación permiten resguardar información mediante
la técnica utilizada, se utilizó como instrumento informes técnicos, tesis de
grados, computadoras y sus unidades de almacenaje para la obtención de
la información.
Para lograr los objetivos planteados y cumplir con la metodología
establecida fue necesario el uso de los siguientes instrumentos:

Software Como Data Ware House, Microsoft Word, Microsoft Excel.

Implementos de protección personal para las visitas a planta como,
Casco, Botas, tapa oídos, lentes, chalecos.

Intranet e Internet, para recolectar la información pertinente para la
realización de este trabajo.
Procedimiento de la investigación
Primera fase
Se realizó a través de la planificación de las actividades necesarias
22
para analizar la factibilidad técnica de suministrar energía a las celdas de
reducción de aluminio de CVG Venalum desde la Central Termoeléctrica
Sidor en modo isla, en caso de contingencia mayor del Sistema Eléctrico
Nacional. De tal manera, para esto se acordó una visita técnica a la
División de Generación de la Central Termoeléctrica Sidor Corpoelec,
ubicada en Puerto Ordaz – Estado Bolívar, para conocer las actividades
desarrolladas en el área relacionadas con el estudio realizado, su
funcionamiento en tiempo real, y, por lo tanto, afrontar con ideas claras
los pasos para cumplir con cada objetivo planteado anteriormente.
Segunda fase
Se realizó un estudio general y completo de los esquemas de
operación de las unidades de la Central Termoeléctrica Sidor en el Modo
Isla, así mismo, sobre los requerimientos de potencia de CVG Venalum
para la operación en Modo Hibernación de las celdas de reducción de
aluminio en caso de contingencia mayor del Servicio Eléctrico Nacional,
enfocado principalmente en simular el esquema de distribución para la
técnica de interconectar en forma aislada a la Central Termoeléctrica
Sidor con las Subestaciones de CVG Venalum, y así establecer el
procedimiento operativo de esta interconexión.
23
CAPÍTULO IV
LOS RESULTADOS
Análisis e interpretación de los resultados
En este capítulo se exponen los resultados obtenidos del análisis
de la factibilidad técnica para suministrar energía a las celdas de
reducción de aluminio de CVG Venalum desde la Central Termoeléctrica
Sidor en modo isla, en caso de contingencia mayor del Sistema Eléctrico
Nacional.
Determinar los requerimientos de potencia de CVG Venalum para la
operación en Modo Hibernación de las celdas de reducción de
aluminio en caso de contingencia mayor del Servicio Eléctrico
Nacional.
La Industria Venezolana de Aluminio CVG Venalum produce y
comercializa aluminio de forma productiva, rentable y sustentable,
utilizando como materia prima la alúmina, criolita y aditivos químicos
(fluoruro de calcio, litio y magnesio). El proceso de producción de aluminio
se inicia con el proceso de explotación de las minas de bauxita de
Pijiguaos, con el método tradicional a cielo abierto y sin voladura, luego el
mineral es transferido por ferrocarril hasta el puerto sobre el Río
Orinoco para después transportarlo hasta la planta de alúmina en Ciudad
Guayana a unos 650 km, en donde el proceso se realiza en celdas
electrolíticas, a través de mecanismos de alimentación que desempeñan
un papel fundamental en el funcionamiento de la planta industrial,como la
24
Planta de Carbón, Planta de Colada, Planta de Reducción e instalaciones
auxiliares.
La energía eléctrica necesaria para mantener la estabilidad en sus
niveles de producción de aluminio es generada y suministrada por la
empresa CORPOELEC (Corporación Eléctrica de Venezuela), a través de
la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar (GURI). De tal manera, la energía
es transmitida por medio de cuatro (4) líneas de alimentación de 115 kV,
la línea uno dirige la alimentación del Complejo II de 230 kV (Guri “A”), la
línea dos y tres dirige la alimentación del complejo I y la línea cuatro dirige
la alimentación de V línea, estas tres de 400 kV (Guri “B”) a la
Subestación Guayana “B” ubicada en Puerto Ordaz.
Estas líneas de alimentación de 115 KV actúan directamente
durante el proceso de reducción de aluminio, además de otros procesos
indispensables de la empresa, por tal motivo, no pueden presentarse
fallas a nivel de electricidad. De tal manera, la aplicación del Modo
Hibernación en las celdas de reducción de aluminioes una solución para
la pérdida severa pero no total de energía o la falta de operadores debido
aconflicto laboral. En este proceso, el voltaje de la celda debe ser de 1.8 2.2 V, el ánodo se baja al aluminio, debe tener mayor cobertura con
alúmina y puede conservarse durante semanas.
Ahora bien, estas cuatro líneas de transmisión de CVG Venalum
están distribuidas por tres subestaciones, de las cuales cada una cuenta
con dos barras de sur y barra norte, encargadas de alimentar los transforectificadores de cada complejo, servicios auxiliares y banco de
condensadores de 18000 Kva de la subestación V línea. Las
subestaciones son las siguientes:

Subestación 1 o Subestación Este (Complejo I): Conformada
por las líneas transfo-rectificadoras 1 y 2, cada una con 6 unidades
transfo-rectificadoras y cada unidad cuenta con un transformador
regulador de 27.880/34.850 KVA y 115 KV/704 V, con un
rectificador de diodos de 29.750 KW, 850 VDC y 35 KADC, el cual
suministra
162-165
KADC.
Además,
cuenta
con
cuatro
25
transformadores de servicios auxiliares de 115 KV/13.8 KV con
refrigeración OA/FA/FOA y capacidad de 20/27/33 MVA.

Subestación
2
o
Subestación
Oeste
(Complejo
II):Esta
subestación alimenta el complejo II, cuenta con las líneas 3 y 4
transfo-rectificadores, las cuales tienen 6 unidades cada una
(idénticas a las de la subestación del Complejo I), con
27.880/34.850 KVA y 115 KV/704 V, un rectificador de diodos de
29.750 KW, 850 VDC y 35 KADC, el cual suministra 162-165
KADC.

Subestación 3 o V línea: Esta subestación cuenta con la línea 5
de transfo-rectificadores, también conformada por 6 unidades,
donde cada unidad transfo-rectificador está compuesto por un
transformador regulador de 53.840/2x26.920 kVA, 115 kV/2x732 V
y un rectificador a diodos de 23.400 kW, 900 VDC, 26 kADC,
suministrando energía eléctrica entre 220-228 kADC. Así mismo,
cuenta con un transformador auxiliar de de 115 kV/13.8 kW
refrigeración OA/FA/FOA y capacidad de 20/27/33 MVA. También,
posee
un
banco
de
capacitores
de
18000
Kvar
y
dos
transformadores (40-T8 y 40-T9).
A continuación, se presenta el flujograma de bloques del Sistema
Eléctrico de CVG Venalum:
26
Figura Nº 1. Flujograma de bloques del Sistema Eléctrico de CVG Venalum.
Fuente: CVG Venalum
Para el estudio realizado y la determinación de los requerimientos
de potencia de CVG Venalum, es indispensable establecer la descripción
de cada uno de los Transfo-rectificadores encontrados en cada
subestación o Complejo de la empresa. De tal manera,se presentan las
condiciones de operación de los transfo-recticadores y como están
constituidos:
Tabla Nº 1. Descripción de la bahía de transfo-rectificadores del
Complejo I, II y V línea.
BAHÍA DE TRANSFORECTIFICADORES DE COMPLEJO I, II y V
LÌNEA
COMPLEJO I Y II
POSEEN
CONDICIONES DE OPERACIÓN
 Dos seccionadores AC de las  Amperios
de
primario,
barras norte y sur, con capacidad
transformador regulador 132 A.
de 3000 A, estos tienen una
capacidad de 1600 A y 115 KV.
 Interruptor a gas de SF6, con
capacidad de 1600 A.
 Transformador de regulación y
rectificación, 3 ∅, 60 Hz, FA/FOA
27880/3450 KVA, 115 KV/704 V.
 Rectificadores de silicio de 29750
KW, 850 V.D.C, 35 A D.C.
 Relé de monitoreo de corriente
 Amperios
de
secundario,
transformador regulador 310 A.
 Amperios de rectificador en D.C
27 KA D.C.
 Voltaje de línea de celdas 900 V.
 Amperaje de línea de celdas
27
bidireccional AC 115 V, relé 32.
163.5 KA D.C.
 Sistema de medición D.C Nº 11,
Halmar “17 FM”, 40 KA.
 Seccionador D.C de 40 KA.
V LÍNEA
POSEE
CONDICIONES DE OPERACIÒN
 Dos seccionadores de barra  Amperios
de
primario,
Sur y Norte con capacidad
transformador regulador 192 A.
de 1600 A y 145 KV.
 Un interruptor de SF6 de  Amperios de rectificador A en
1260 A y 145 KV.
D.C 18.92 KA D.C.
 Un
transformador
de  Amperios de rectificador B en
regulación y rectificación, 3
D.C 18.7 KA D.C.
∅,
60
Hz,
FA/FOA
56840/2x26920 KVA, 115
KV/2x732 V.
 Rectificadores de silicio de  Amperaje total de la unidad
23400 KW, 900 V, 26 KA.
37.62.
 Relé de monitoreo de  Voltaje de línea de celdas 830 V.
corriente bi-direccional AC
115 V.
 Sistema de medición, Halmar  Amperaje de línea de celdas
“17 FM”, 40 KA.
227.3 KA D.C.
 Seccionador D.C, 40 KA.
Fuente: Elaborado por el autor sobre la base de la investigación realizada (Arismendi,
2020).
Los servicios auxiliares de la subestación del Complejo I Y II están
conectados a una barra 1200 A. De igual forma, los servicios auxiliares de
V línea están conectados a las barras A y B (Circuito 1 y 2). Todas las
facilidades de los servicios auxiliares, es decir las áreas de la empresa
están alimentadas por un sistema de distribución de 13,8 KV, a través de
cuatro (4) transformadores encontrados en el Complejo I y uno en V
Línea, que suministra la energía a los servicios auxiliares, con capacidad
de 20 MVA, refrigerados mediante aire y aceite (OA), de 27 MVA con aire
forzado (FA), y 33 MVA con aire forzado y aceite (FOA).
Los transformadores que se encuentran en CVG Venalum para los
servicios auxiliares en el Complejo I, son los siguientes:

40-T7: Transformador que alimenta las cargas de las barras “AA”
mediante el interruptor AA, el cual tiene diferentes cargas asociadas.
28

40-T8: Transformador que alimenta las cargas de la barra “BB”
mediante el interruptor BB.

40-T5: Transformador que alimenta las cargas de la barra “B”
mediante el interruptor B.

40-T6: Transformador que alimenta la barra “A” mediante el
interruptor A.
Aunado a lo antes mencionado, en la subestación V Línea se
encuentra el transformador 40-T7 de V Línea, el cual alimenta a los
servicios auxiliares de este en el circuito 1 y 2, a través del interruptor
552S1. A raíz de esto, se realizó un estudio a las cargas de las facilidades
(áreas de la planta) del complejo I, II y V línea de la empresa.
Tabla Nº 2. Cargas de las Facilidades del Complejo I, II y V línea de
CVG Venalum.
CARGAS DE LAS FACILIDADES DEL COMPLEJO I Y II DE CVG
VENALUM
FACILIDAD
Facilidad 50-F3 Reducción Complejo II
Facilidad 12-F1 Cocinas
Facilidad 18-F1 Compresores
DESCRIPCIÒN
Algunas de las cargas son estáticas, las cuales
son alimentadas por dos transformadores de
1000 KVA y de 13.8 KV/480 V, y las otras
cargas de mayor consumo son los abanicos con
motores de 700 KW, alimentadas por un
transformador de 13.8 KV/2.4 KV de 3500 KVA.
También se encuentra el transformador 40-T3
de 1000 KVA y de 13.8 KV/480 V, con acople en
el transformador 40-T4.
Se encuentran dos transformadores de 1000
KVA de 13.8 KV/480 V, el cual alimenta a una
serie de cargas tomadas como cargas estáticas.
Cuenta con un seccionador de 1200 A, este
acopla la carga de esta facilidad con la de
colada (20-F1), cuando se realizan distintas
maniobras
de
mantenimiento
y
otras
contingencias.
Tiene un seccionador de acople con envarillado,
alimenta a los compresores de los complejo I y
II, con motores de 500 HP alimentados por dos
transformadores de 2500 KVA y 13.8 KV/2.4 KV,
también se encuentra un transformador de 13.8
KV/480 V de 1000 KVA el cual alimenta a las
demás cargas auxiliares.
Tiene 4 transformadores de 1000 KVA y 13.8
29
Facilidad 22-F1 Molienda
Facilidad 22-F2 Compactación
Facilidad 23-F1 Horno de Cocción
Facilidad 24-F1 Envarillado
Facilidad 20-F1 y 20-F2 Colada
Facilidad 50-F2 Reducción Complejo I
Facilidad 50-F1 Reducción Complejo I
KV/480 V, los cuales alimentan a todos los
motores de molienda como los molinos de bolas
2 de 425 KW y otros motores de 50, 100, 101,
105 y 150 HP. También se encuentra un
interruptor de acople de 1200 A con la carga de
la facilidad 22-F2 Compactación.
Transformador de 1000 KVA de 13.8 KV/480 V
que alimenta mediante una barra de 1600 Amp
a un motor de reserva de 2x50 HP, y al driver de
molino 3 con potencia de 250 KW. También se
encuentran dos transformadores de 2000 KVA
de 13.8 KV/480 V conectados a la misma barra
que alimentan a los molinos de bolas de 425
KW entre otros motores de 50, 100 HP.
Dos transformadores de 1000 KVA de 13.8
KV/480 V, que alimentan mediante unas barras
de 1600 Amp a varios motores de 50, 105 Hp, el
precipitador de Horno #1 de 83.3 KVA y unas
cargas que se tomaron como estáticas de
servicios auxiliares. Dos transformadores de
1500 KVA de 13.8 KV/ 480 V que mediante
unas barras 2500 Amp alimentan a unos
motores de 5, 40 y 550 HP y el resto de los
servicios auxiliares. Un seccionador de 1200 A
el cual acopla las cargas de esta facilidad con
las de Molienda.
5 transformadores de 2000 KVA de 13.8 KV/480
KV los cuales 2 de ellos están conectados a dos
barras de 3000 A cada uno alimentan a varios
motores de 25 HP y varias cargas de servicios
auxiliares, los otros tres alimentan a los hornos
de inducción 1234 KVA. Posee un interruptor de
acople con compresores de 1200 A.
Un interruptor de 1200 A el cual une a colada.
En la facilidad 20-F1 se encuentran 4
transformadores de 1000 KVA de 13.8 KV/480 V
los cuales alimentan a varios motores de 20, 40
KW y 50, 60, 75, 100, 150 Hp el más significante
la sierra de bloque de 300 HP, además de otras
cargas de servicios auxiliares. En la 20-F2 se
encuentran alimentadas la prensa Escoria de
350 HP, Sierra Wagner de 400 HP entre otras
cargas de servicios auxiliares como los hornos
de Homogenización de 1111 KW que se
tomaron como cargas estáticas. En esta
facilidad se encuentra un acople con crisoles y
otro con la celda 10 B por medio de un
seccionador de 1200 A cada uno.
Se encuentran diferentes cargas, se tomaron
unas de estas como estáticas las cuales son
alimentadas por dos transformadores de 1000
KVA y de 13.8 KV/480 V, igual que en complejo
II los más consumidora son los abanicos, los
cuales son alimentadas por un transformador de
13.8 KV/2.4 KV de 2500 KVA, los motores de
estos abanicos son de 560 KW. También se
encuentra una línea de abanicos con esas
características.
Es la misma que la 50-F2, la diferencia es que
en esta parte de reducción complejo I se
encuentra alimentada otra línea de abanicos de
560 KW, por un transformador de las mismas
características de el que se encuentra en la otra
línea. Ambas facilidades tienen un seccionador
30
Facilidad 50-F-C-I Fase Densa Complejo I
Facilidad 50-F4 Reducción Complejo II
Facilidad 50-F-C-II Fase Densa de Complejo
II
Facilidad 09-F1 PIM
Facilidad 28-F1 Cátodo
Facilidad EA-SW1 BUTLER
Facilidad Crisoles
Edificio Corporativo
de 1200 A el cual acopla sus cargas.
6 compresores de complejo I de 486 Kw
alimentados por dos transformadores de 3000
KVA de 13.8 KV/2.4 KV entre otras cargas como
motores de 2, 15 Hp y demás cargas de
servicios auxiliares. Aquí también se encuentra
un seccionador de 1200 A el cual conecta su
carga a la torre STCI que es la torre que
alimenta al laboratorio químico de CVG
Venalum.
Es la misma 50-F3, tiene las mismas cargas,
pero alimenta otra línea de abanicos de 700 KW
por un transformador de 3500 MVA de 13.8
KV/2.4 KV, entre otras cargas de servicios
auxiliares alimentadas por dos transformadores
de 1000 KVA de 13.8 KV/480 V. Se encuentra
un seccionador de 1200 A el cual acopla las
estas cargas con la de la facilidad 50-F3.
6 compresores de complejo II, 5 de estos tienen
una carga de 486 KW, y otro de de 260 KW,
alimentados por dos transformadores de 3000
KVA de 13.8 KV/2.4 KV, además de encontrarse
otros motores de se encuentra un seccionador
de 1200 A el cual acopla esta carga con la torre
ST-5.
Transformador de 2000 KVA el cual alimenta a
los servicios auxiliares del edificio PIM, tiene un
interruptor de 1250 A que conecta la carga de
este edifico a la de la facilidad BUTLER.
Tiene un transformador de 1500 KVA que
alimenta a 3 motores de 30 y 3 de 50 HP, entre
otras cargas de servicios auxiliares que se
tomaron como estáticas. También se encuentra
un seccionador de 1200 A el cual conecta su
carga con la de la facilidad de Taller Central.
Alimenta al laboratorio químico por medio de un
transformador 500 KVA de 13.8 KV/480 V, tiene
dos interruptores de 1250 que une su carga a la
línea aérea C1, el otro acople es hacia el
transformador 2 del edificio corporativo.
Las cargas son estáticas, solo un motor de 150
HP, alimentadas por un transformador de 2000
KVA de 13.8 KV/480 V, en esta facilidad
también se encuentra un interruptor de 1250
que acopla su a carga a la de la facilidad de
Colada.
Dos transformadores de 1000 KVA de 13.8
KV/480 V, fueron tomadas como estáticas, con
acepción de los motores como de la fuente 1 y 2
de 75 HP, aire acondicionado 2.5 HP, bomba de
riesgo de 15 HP.
CARGAS DE LAS FACILIDADES DE C LÍNEA DE CVG VENALUM
FACILIDAD
Subestación Boosters de V línea
DESCRIPCIÒN
Alimentan las celdas V-350 de V línea, en esta
subestación se encuentran 3 Boosters, cada
uno tomado como los rectificadores de los
complejos como cargas estáticas, con
capacidad 3184 KVA. Se encuentra un
transformador de 1000 KVA de 13.8 KV/480 V el
cual alimenta a las torres de enfriamiento de
cada Booster.
31
Cuarto de Transformación 1
Cuarto de Trasformación 2
Cuarto de Transformación 3
Compuesto por dos barras de 1200 A “A” y “B”,
acopladas mediante un interruptor de 1250 A.
La barra A alimenta a dos transformadores, el
5T1-TF4 de 13,8 KV/0,48 KV de 2000 KVA y el
5T1-TF1 de 13,8 KV/2,4 KV de 3000 KVA.La
barra
B
alimenta
igualmente
a
dos
transformadores, el 5T1-TF3 de 13,8 KV/0,48
KV de 2000 KVA y el 5T1-TF2 de 13,8 KV/2,4
KV de 3000 KVA. Los dos transformadores 5T1TF4 y 5T1-TF3 alimentan a las cargas de las
barras A y B de 480 V respectivamente las
cuales tienen una capacidad de 4000 A, estas
tienen un interruptor de acople entre sí de 4000
A, estas barras alimentan a las cargas tomadas
como estáticas de los servicios auxiliares de la
planta de tratamiento, tablero de alumbrado y
otros servicios auxiliares del cuarto de
transformación. En estas se encuentran
alimentados los 3 abanicos de la planta 900 de
V línea de 750 HP y los dos motores de la torre
de transferencia de 600 HP, estas barras
también tienen un interruptor de acople se 1250
A.
Está compuesto por dos barras de 1200 A “A” y
“B”, estas tienen un interruptor de acople de
1250 A. La barra denominada A alimenta a dos
transformadores, el 5T2-TF4 de 13,8 KV/480 V
de 2000 KVA y el 5T2-TF2 de 13,8 KV/2,4 KV
de 3000 KVA. La barra B alimenta a 3
transformadores, el 5T2-TF5 de 13,8 KV/480 V
y 2000 KVA, el 5T2-TF3 de 13,8 KV/ 2,4 KV de
3000 KVA y el 5T2-TF1 idéntico al 5T2-TF3. Los
dos transformadores de 13,8KV/480 V
alimentan las cargas de las barras A y B de 480
V del cuarto de transformación 2 (5T2-TF4 barra
A y 5T2-TF5 barra B), las cuales tienen una
capacidad de 4000 A y un interruptor de acople
de 4000 A, en estas barras se encuentran
alimentadas las cargas de servicios auxiliares
de la planta de tratamiento de humo, oficinas.
En estas barras se encuentran también 4
centros de control de motores (CCM5, CCM6,
CCM7, CCM8), en cada uno de estos cuartos se
encuentran alimentados los ventiladores de las
barras DC de 7,4 HP.
La subestación 3 de los servicios auxiliares de V
línea está compuesta por dos barras A y B de
1200 A que alimentan a los transformadores
5T3-TF1 y 5T3-TF2 respectivamente, estas
barras tienen un interruptor de acople de 1250
A. Los transformadores 5T3-TF1 y 5T3-TF2 son
de 13,8 KV/480 V de 2000 KVA, estos
alimentan a las cargas de las barras A (5T3TF1) y B (5T3-TF2) de 480 del cuarto de
transformación 3, las cuales tienen una
capacidad 4000 A y se acoplan mediante un
interruptor de 4000 A. En estas barras se
alimentan los motores de las grúas de V línea,
de 50 HP, la reparación de grúas y casco que
se tomó como carga estática, el motor del aire
acondicionado de 7,5 HP, entre otras cargas de
servicios auxiliares.
Los transformadores 40-T8 y 40-T9 son de 13,8
KV/480 V de 1000 KVA cada uno, estos
32
Transformadores 40-T8 y 40-T9
alimentan a una barra de 1600 A, en las cuales
se alimentan a unos motores de 100 HP, entre
otras cargas de servicios auxiliares que se
tomaron como estáticas
Fuente: Elaborado por el autor sobre la base de la investigación realizada (Arismendi,
2020).
Evaluación de los esquemas de operación de las unidades de la
Central Termoeléctrica Sidor en el Modo Isla.
La operación en modo isla es maniobrar por separado del sistema
de potencia, una unidad de plantas generadoras asociadas, las cuales
operan de manera aisladas de la red de distribución eléctrica nacional o
local.
Una unidad generadora puede ser operada y conectada en modo
isla, cumpliendo con ciertas características, que permiten mantener los
valores consistentes de tensión y frecuencia, por lo tanto, debe contar con
las siguientes condiciones:
1. Carga total ≤ generación total (tanto para potencias activas como
reactivas).
2. Disponerse de un control estable de velocidad (frecuencia) ya sea por
regulador automático o mediante interruptores rápidas que controlan
cargas “colchón” (almacenan y retornan velozmente) o equipos
almacenadores. Los dispositivos reguladores normales, diseñados
para operación interconectada no son capaces de cumplir esta
función.
3. El regulador del generador (AVR) debe suministrar el voltaje
adecuado, de manera que la tensión en todos los consumidores de la
isla se encuentre dentro de los límites específicos, considerando las
caídas internas de la isla.
4. El AVR debe tener respuesta adecuada frente a cargas de conexión
brusca o de alta pendiente de aumento, evitando variaciones
excesivas de tensión.
33
5. Debe limitarse el tamaño máximo de las cargas individuales,
particularmente motores que trabajan durante el modo isla, evitando
variaciones de tensión elevadas.
6. Durante la operación del modo isla, deben establecerse límites más
estrictos respecto a equipos con elevada inyección de armónicas y
generadores de desbalance, ya que, al tener menor potencia de
cortocircuito, se debe ser menos tolerante por falta de capacidad de
absorción.
7. Disponer de un sistema de desconexión de cargas (shedding), que se
activa a medida que cae o sube la frecuencia.
8. El sistema de control debe contar con la posibilidad de operar en
modo isócrono o droop.
Ahora bien, para la evaluación de los esquemas de operación de
las unidades de la Central Termoeléctrica Sidor en el Modo Isla, es
necesario explicar el tipo de unidades existentes, las cuales son del tipo
Aeroderivadas (LM6000) e Industriales (Frame 7EA). Las turbinas
aeroderivadas son aquellas que tienen su origen en las turbinas
diseñadas para propulsar aviones, son compactas, robustas, con una alta
relación potencia/peso, versátiles de operar, dado que al derivar de
aviones estos no están siempre en un ritmo constante y pueden necesitar
subidas o bajadas rápidas de potencia, por tanto, su arranque es más
sencillo y sus potencias rondan los 50 MW.
Por otro lado, las turbinas industriales son diseñadas desde su
origen para uso industrial por lo que su peso y tamaño es mayor al no
estar limitadas por su lugar de utilización, por lo que al ser de gran
tamaño las revisiones son en la misma planta, además, estas pueden
alcanzar uno 500 MW, aprovecha el calor de sus gases de escape para
cogeneración y su velocidad de rotación es importante, ya que al ser
usadas para la producción de electricidad deben rondar los 50-60 Hz.
Los estudios realizados permitieron describir las características de
las turbinas aeroderivadas e industriales, a través de una tabla
34
comparativa que se presenta a continuación.
Tabla N° 3. Tabla comparativa de las características de las Turbinas
Aeroderivadas e Industriales.
TABLA COMPARATIVA DE LAS CARACTERISTICAS DE LAS TURBINAS
AERODERIVADAS E INDUSTRIALES
AERODERIVADAS
 No existen turbinas de un solo eje, pero si
existen diversas configuraciones de dos y
tres ejes tanto concéntricos como partidos
y mixtos.
 Trabajan a velocidades más bajas para los
paleteados grandes al inicio de la
compresión y velocidades más altas en los
paleteados pequeños al final del proceso
de compresión.
 Las constantes de inercia son distintas y
por lo tanto tendrán un efecto de respuesta
dinámica diferente a las máquinas de un
solo eje.
 Uso de discos individuales, en los rotores,
predomina el uso de carretes o “spools” a
lo largo de los cuales se instalan los alabes
de diversas etapas, parareducir el peso de
los componentes.
 Uso de materiales ligeros como el titanio,
además el uso de súperaleaciones en la
zona final del compresor por las altas
relaciones de compresión, las temperaturas
alcanzadas son elevadas.
 Uso de rodamientos, pesan menos, ocupan
menos espacio, requierenmenos lubricante.
 Cuenta con un sistema o circuito de
lubricación dedicado para la turbina de gas
y otro específico para los equipos
impulsados.
 En los rodamientos la primera medida de
seguimiento es la detección en línea de
partículas metálicas magnéticas en el
aceite lubricante.
 Se utilizan carcasas fabricadas con
espesores reducidos y uso de materiales
ligeros no convencionales.
 El uso de geometría variable tiene la
finalidad de evitar el estancamiento y
pulsación durante los procesos de arranque
y parada sino también durante todo el
INDUSTRIALES
 Configuración de un solo eje; las
turbinas de doble eje partido son menos
frecuentes y son utilizadas para
aplicaciones de impulsión mecánica
excepto algunos pocos modelos
diseñados
para
aplicaciones
de
generación de energía eléctrica.
 Trabajan a una velocidad constante
proporcional a la frecuencia de la red
eléctrica a la que están conectados.
 Los rotores están compuestos por un
conjunto de discos individuales para
cada etapa tanto en la sección de
compresor como en la sección de
turbina, dichos discos pueden estar
unidos por pernos perimetrales, pernos
centrales o por procesos de soldadura.
 Uso de aceros tanto en los discos como
en los alabes.
 Uso de cojinetes hidrodinámicos, como
elementos antifricción de enlace entre
los rotores y los soportes estáticos.
 Cuenta con un solo sistema o circuito
de lubricación común para la turbina y
las
maquinarias
impulsadas
(generadores, compresores, cajas de
engranajes, entre otros).
 El control del estado de los cojinetes
hidrodinámicos suele ser el monitoreo
directo de temperatura en el material
antifricción.
 Las
carcasas
o
cubiertas
son
fundiciones de gran espesor y
materiales convencionales.
 Uso de geometrías variables de
compresor para evitar el estancamiento
y pulsación de compresor a bajas
velocidades durante los procesos de
arranque y parada.
 Los mecanismos de las geometrías
35
rango de operación de la máquina.
 Los mecanismos de geometría variable son
de alta precisión e involucran lazos de
control significativamente más complejos.
 Los mantenimientos mayores se realizan
únicamente en talleres certificados por el
fabricante original del equipo, involucra
logística de transporte, opción de
instalaciones temporales en modalidad de
alquiler
para
evitar
periodos
de
indisponibilidad y riesgos de transporte.
 Presentan el esquema de modularidad de
componentes heredado de la aviación, se
requieren paradas más frecuentes para
inspecciones rutinarias menores.
 Los fabricantes establecen intervalos de
mantenimiento referencial y más flexible en
base al concepto de mantenimiento basado
en la condición.
 No establecen una contabilización de los
arranques
en
los
intervalos
de
mantenimiento, sin que esto signifique que
el efecto cíclico de los arranques no
repercuta
en
los
intervalos
de
mantenimiento.
 Tiempos de arranque y toma de carga más
reducidos, por el menor peso de sus
rotores y más rápida homogeneización de
temperaturas durante el calentamiento.
 El virado posterior a la parada suele no ser
necesario más que por un periodo corto
que suele ser incluido como parte del
proceso normal de parada.
 La relación de presiones en los
compresores es superior a las de las
turbinas industriales, se atribuye a los
compresores de múltiples ejes girando a
velocidades distintas.
 La potencia máxima es determinada o
limitada por los sistemas de control en base
al control de múltiples limitadores posibles
como la temperatura de ingreso a turbina,
velocidades de los ejes, temperaturas y
presiones de descarga del compresor.
 El desempeño son verificados en fábrica
antes de su envió al sitio de emplazamiento
reduciendo los tiempos de instalación y
puesta en marcha de las turbinas.
variables de compresor son robustos y
con lazos de control simples.
 Los mantenimientos de carácter mayor
se ejecutan en el sitio, involucra una
planificación especial, logística de
personal y equipos, disponibilidad en
sitio de herramientas especiales,
periodos prolongados e indisponibilidad
para la ejecución.
 Pueden operar periodos prolongados
sin requerir paradas para inspección.
 En los intervalos de mantenimiento
mayores, los fabricantes de turbinas
industriales suelen establecer intervalos
fijos y poco flexibles (hard time).
 Los intervalos de mantenimiento son
afectados por los ciclos de arranque y
parada ya sea a través de cómputos de
horas
equivalentes
o
mediante
intervalos que son definidos por horas
de operación o por número de
arranques.
 Tienen rotores de peso mayor y
componentes más robustos en los
cuales
la
homogeneización
de
temperaturas tiene tiempos mayores.
 Requieren periodos prolongados de
virado de los ejes después de las
paradas a fin de normalizar las
temperaturas para evitar flexión del eje.
 La relación de presiones en los
compresores es inferior a las de las
turbinas aeroderivadas.
 La potencia máxima o carga base es
determinada o limitada por los sistemas
de control en base al control indirecto
de la temperatura de ingreso a turbina.
 Las primeras pruebas de funcionalidad
se realizan recién en el sitio final de
emplazamiento.
Fuente: Elaborado por el autor sobre la base de la investigación realizada (Arismendi,
2020).
36
Existen diferencias significativas entre las unidades industriales y
las unidades aeroderivadas, no se pueden considerar las mismas como
ramas independientes, dado que, en el transcurso del desarrollo de
ambas categorías, ha existido una migración de conceptos entre ambas.
Así mismo, no se puede asegurar cuál de estas es superior, pues en base
a sus diferencias, una podrá ser mejor que la otra para ciertas
aplicaciones o entornos, por lo cual, es importante para los usuarios
determinar, en base al conocimiento de ambas tecnologías, cual se
adapta mejor a sus necesidades y requerimientos.
En función de las características que debe poseer una Unidad
Generadora para operar en modo isla y luego de comparar las
especificaciones propias de ambos tipos de Unidades existentes en la
Planta
Termoeléctrica
Sidor,
se
determinó
que
las
unidades
aeroderivadas (LM6000), son las ideales para el tipo de operación que se
quiere lograr en el presente estudio, considerando que esta unidad es un
turbogenerador de gas de 2 ejes, de poca envergadura, lo cual le brinda
una flexibilidad operativa que le permite cumplir con la mayoría de las
características descritas anteriormente, de las cuales solo requiere la
adecuación del Sistema Operativo de Control de la Unidad, para operar
en modo Isócrono o Droop. Dado que en consultas realizadas, con
anterioridad al presente estudio, a representantes del fabricante GE,
sobre la posibilidad de operar estas Unidades en modo isla, se obtuvo
como repuesta que si es factible previa adecuación del Software y
Hardware del Sistema Operativo de Control de la Unidad (Mark VI).
Aunado a esto, en virtud de que se determinó que la Unidad TS1 estará
fuera de servicio por un largo periodo, por falla en los cojinetes del
conjunto generador, se propone que la unidad TS2 sea la seleccionada
para interconectar la Central Termoeléctrica Sidor en forma aislada con
las Subestaciones de CVG Venalum para la operación en Modo
Hibernación,
En el mismo orden de ideas, fue necesario conocer el resto de los
parámetros de los Sistemas de Soporte, que inciden en la operación en
37
modo isla de la Unidad TS2, y se determinó a través de un cuadro
comparativo los requerimientos para que esta pueda ejecutar la
operación.
Cuadro Nº 1. Cuadro comparativo de los parámetros que inciden en
la operación en modo isla de la Unidad TS2.
CUADRO COMPARATIVO DE LOS PARÁMETROS QUE INCIDEN EN LA OPERACIÓN EN
MODO ISLA DE LA UNIDAD TS2
DIESEL
MARCA: CATERPILLAR
MODELO: 350813
1250 KVA
1000 KW
480 VOLTS – 1503 AMPS
3 FASE
60 HZ
EXCITACIÓN: 31 VOLTS * 8,1 AMPS
1800 RPM
OFICINA
7 MONITORES 110V – 1,5 AMPS
POTENCIA= 770 V*10,5 AMPS
POTENCIA= 8085 W
POTENCIA= 8,085 KW
MOTOR DE ARRANQUE
460 VOLTS – 225 AMPS
POTENCIA= 460 V*225 AMPS
POTENCIA= 103500 WATTS
POTENCIA= 103,5 KW
COMPRESOR
460 VOLTS – 81 AMPS
POTENCIA= 460V*81 AMPS
POTENCIA= 37260 W
POTENCIA= 37,26 KW
7 CPU 110V – 5 AMPS
POTENCIA= 770V*35 AMPS
POTENCIA= 26950 W
POTENCIA= 26,950 KW
10 LAMPARAS 110V – 0,5 AMPS
POTENCIA= 110V*O,5 AMPS
POTENCIA= 55 W
POTENCIA= 0,055 KW
MOT 6416
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN DE HP –
WATTS
1 HP= 745,7 WATTS
75 HP= 55927 W=55,927 KW
MOT 6417
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN DE HP –
WATTS
1 HP= 745,7 WATTS
125 HP= 93212 W=93,212 KW
MOT 6031
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN DE HP –
WATTS
1 HP= 745,7 WATTS
20 HP= 14914 W=14,914 KW
MOT 1615
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN DE HP –
WATTS
1 HP= 745,7 WATTS
MOTOR P500
460 VOLTS – 59 AMPS
POTENCIA= 460V*59 AMPS
POTENCIA= 27140 W
POTENCIA= 27,14 KW
CARGADORES INTERRUPTORES
92 BATERIAS DE 1,2 VOLTS C/U – 26,4 AMPS
C/U
P: 110,4 VOLTS * 2428,8 AMPS
POTENCIA= 268139,52 WATTS
POTENCIA= 268,139 KW
BATERIAS DE MAQUINAS
26 VOLTS * 20 AMPS
POTENCIA= 26 V * 20 AMPS
POTENCIA= 520 W
POTENCIA= 0,52 KW
38
200 HP= 149190 W=149,140 KW
MOT P300
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN DE HP –
WATTS
1 HP= 745,7 WATTS
2 HP= 1491 W=1,491 KW
Fuente: Elaborado por el autor sobre la base de la investigación realizada (Arismendi,
2020).
Cuadro N° 2. Cuadro comparativo de la potencia nominal y corriente
del diésel y las alimentaciones de Central – Unidad.
DIÉSEL
1200 KW
1503 AMPS
ALIMENTACIÓN DE CENTRAL Y UNIDAD
736,26 KW
1326 AMPS
Fuente: Elaborado por el autor sobre la base de la investigación realizada (Arismendi,
2020)
A través de la evaluación de los esquemas de operación de las
unidades de la Central Termoeléctrica Sidor en el Modo Isla, se
determinaron las cargas que incurren en la alimentación de la central y de
la unidad. De esta manera, se comprobó que la potencia nominal y la
corriente de trabajo del servicio auxiliar (diésel) tienen la capacidad de
alimentar dichas cargas.
Por último, para que esta Unidad pueda operar en modo isla, el
generador y sus sistemas asociados deben contar con ciertos parámetros
que permitan el control de la operación. En la siguiente tabla se presentan
las cargas esenciales para que la Unidad TS2 pueda ejecutar el arranque
en negro.
Tabla N° 4. Cargas esenciales para el arranque en negro de la Unidad
TS2.
Cargas eléctricas
estándar
Ventiladores
de
ventilación de turbina
Generador
de
ventilación rápida
Cant
2
Clasificación
auxiliar
125 hp
2
100 hp
Carga operativa
normal
Calidad
KW
total
1
93
1
75
Requerido para
inicio negro
Calidad
kW
total
1
93
1
75
39
Bomba de arranque
hidráulico
Generador auxiliar L.O.
bomba
Bomba de aceite de
elevación del generador
Calentador de aceite
lubricante de turbina de
gas
Generador
L.O.
calentador
Calentador de arranque
hidráulico L.O
Calentador de espacio
del generador
Separador de aire/aceite
de turbina
Iluminación y sistema de
distribución de baja
tensión
Bomba de suministro de
agua para lavado
Ventilador
del
intercambio de calor de
aceite
de
arranque
hidráulico
Calentadores de tanque
de lavado de agua de
turbina
Total (Kw)
Ventilación auxiliar de
patín rápido
Bomba de combustible
liquido
Bomba de inyección de
agua – combustible de
gas
Bomba de inyección de
agua – combustible
liquido
Bombas de recirculación
del
enfriador
de
evaporación
Calentador de patín
auxiliar
Ventiladores
de
ventilación de patín de
la
bomba
de
combustible
Ventiladores gen ventTEWAC
Casa de control A/C
Bomba de deslizamiento
sprint
Calentador de patín de
bomba de combustible
1
200 hp
0
0
1
149
1
7.5 hp
1
5.6
1
5.6
1
15 hp
0
0
1
11.2
1
3 Kw
0
0
1
3
2
4 Kw
0
0
2
8
1
3 Kw
0
0
1
3
1
4 Kw
0
0
1
4
1
1 hp
1
0.75
1
0.75
1
45 Kva
1
45
1
45
1
2 hp
1
1.5
0
0
1
3 hp
1
2.2
1
2.2
2
9 Kw
2
0
2
0
2
1 hp
2
222
1.5
2
397
1.5
2
100 hp
1
74.6
1
74.6
2
75 hp
1
55.9
0
0
2
125 hp
1
93.2
1
93.2
1
5 hp
2
7.46
2
7.46
1
3 Kw
3
1
3
2
1 hp
2
1.5
2
1.5
2
25 hp
1
18.6
1
18.6
2
1
4.1 Kw
10 hp
1
1
4.1
7.5
2
1
8.2
7.5
1
3 Kw
1
3
1
3
40
liquido
Calentadores de recinto
2
5 Kw
0
5
2
5
de turbina
Calentadores de recinto
2
10 Kw
0
5
2
5
de turbina
Calentadores del recinto
2
5 Kw
0
10
2
10
del generador
Calentadores del recinto
2
10 Kw
0
10
2
10
del generador
Fuente: Elaborado por el autor sobre la base de la investigación realizada (Arismendi,
2020).
Conforme al estudio realizado, el diésel debe cumplir con el
suministro de las cargas descritas para el arranque en negro de la Unidad
TS2, puesto que, si no se cumplen pueden generarse consecuencias
como caídas de tensión por insuficiente suministro de energía. Así mismo,
debe tener una respuesta adecuada frente a cargas de conexión brusca y
de alto pico de corriente evitando variaciones de tensión elevadas.
Simulación del esquema de distribución para la técnica de
interconectar en forma aislada a la Central Termoeléctrica Sidor con
las Subestaciones de CVG Venalum para la operación en Modo
Hibernación de las celdas de reducción de aluminio en caso de
contingencia mayor del Servicio Eléctrico Nacional.
Para la operación en Modo Hibernación de las celdas de reducción
de aluminio de CVG Venalum en caso de contingencia mayor del Servicio
Eléctrico Nacional es necesario interconectar en forma aislada a la
Central Termoeléctrica Sidor con las Subestaciones de CVG Venalum,
para determinar si la interconexión es factible se realizó una simulación
del esquema de distribución de la Subestación R3 Sidor con Guayana B,
a través,del programa de cálculo DigSILENT PowerFactory 15.1, el cual
es una herramienta computarizada avanzada de diseño asistido en
ingeniería para el análisis de sistemas eléctricos de potencia comerciales,
industriales y a gran escala. Del mismo modo, para el cálculo de flujo de
potencia se utilizó el método Newton-Raphson (ecuaciones de energía,
clásico).
A continuación, se presentan los resultados obtenidos:
41
Figura N° 2. Caso Inicial: CVG Venalum alimentada desde Guayana
B.
Fuente: Elaborado por el autor sobre la base de la investigación realizada(Arismendi,
2020).
El estudio se ejecutó considerando 35 celdas operativas en modo
hibernación (40% de su capacidad nominal), y equivalente a 14 celdas
activas al 100%, el generador TS2 (LM6000) genera una potencia útil
máxima de 30 MW y la carga de Venalum por la quinta línea es de 21,371
MW, Fp 0,45 inductivos. Además, Guayana B debe contar con las
siguientes condiciones de operación: Barras I y II de GYB desacopladas
de la sección II de 115 kV, secciones I, II,III y IV de GYB en 115 Kv
desacopladas y fuera de servicio Línea GYB-SR3 115 kV (Nº1).
42
Figura N° 3. CVG Venalum alimentada desde Planta A por medio de
una línea corta (evaluación de propuesta).
Fuente: Elaborado por el autor sobre la base de la investigación realizada (Arismendi,
2020).
Por último, se plasmó la simulación con una propuesta de
implementación de una Línea corta de interconexión entre las S/E Planta
“A de la Termoeléctrica Sidor y la S/E N° 3 de Venalum, sin modificar
calibres de los conductores, se consideraron 35 celdas activas las cuales
están al 40% equivalente a 14 celdas activas al 100%, la carga de CVG
Venalum por la quinta línea es de 21,371 MW, fp 0,45 inductivos, el
generador TS2 (LM6000) cargado al 66%, la línea del G2-TS2 de 13,8 kV
sobre cargada al 3%, el calibre del conductor: ACAR 750 MCM (1
cond/fase) y transformador TS2 cargado al 33%.
A través de la simulación realizada para interconectar en forma
aislada a la Central Termoeléctrica Sidor con las Subestaciones de CVG
Venalum para la operación en Modo Hibernación de las celdas de
reducción de aluminio en caso de contingencia mayor del Servicio
Eléctrico Nacional, se validar que es factible alimentar las 35 celdas en
modo hibernación sin ningún inconveniente.
43
FALTA COLOCAR EL ESCENARIO CON LAS DOS UNIDADES
CONECTADAS A LA LINEA CORTA
, de hecho, si se presenta la contingencia del disparo de una
maquina térmica se seguirá contando con el suministro de energía
eléctrica para las 35 celdas en hibernación. Para finalizar, también se
comprobó que se puede alimentar 61 celdas en modo hibernación con
dos máquinas térmicas en servicio.
Establecimiento del procedimiento operativo para interconectar la
Central Termoeléctrica Sidor en forma aislada con las Subestaciones
de CVG Venalum para la operación en Modo Hibernación.
De los resultados obtenidos a través de la simulación realizada en
el Objetivo Especifico Nº3, para interconectar la Central Termoeléctrica
Sidor en forma aislada con la Sub-estación III de CVG Venalum, asociada
a la V Línea, con el fin de poder operar las 35 celdas de reducción de
aluminio actualmente en servicio, en Modo Hibernación (Energización al
40% de la capacidad nominal) en caso de pérdida del suministro normal
de energía desde la Sub-estación Guayana B, por periodos de tiempo >4
horas, se recomienda utilizar la línea corta, dado que esta adecuación
permite el respaldo de dicha alimentación independientemente de la
causa de raíz de la pérdida o ausencia temporal del suministro normal de
alimentación, entre las cuales se pueden mencionar un Black Out
Nacional, una falla regional o una falla local en la S/E Guyana “B”.
Aunado a lo anteriormente descrito, se confía en el proceso a
través de la línea corta, puesto que, el escenario de establecer dicha
interconexión a través de la arquitectura presente en el Sistema de
Transmisión Regional, solo tiene prestación para eventos en el SEN del
tipo mayor o Nacional y en contraposición con el escenario de energizar a
través de una línea corta, el mismo presenta gran complejidad operativa
que aumenta la probabilidad de riesgo en dicha coordinación.
Adicionalmente, las líneas cortas denotan tensiones de 115 o 230
Kv como máximo, siendo evidente el hecho de que estas líneas son
frecuentes en los sistemas de baja tensión y tensiones intermedias, que
44
se caracterizan porque su longitud no es significativa. Además, la
importancia de la capacitancia distribuida y la corriente de carga pueden
ser minúsculas desde el punto de vista eléctrico, permitiéndose ignorar las
capacitancias.
A continuación, se describe el procedimiento operativo planteado
para interconectar la Central Termoeléctrica Sidor en forma aislada con
las Sub-estacione III de CVG Venalum, asociada a la V Línea, para la
operación en Modo Hibernación, de acuerdo al escenario seleccionado,
considerando
la
implementación
de
los
elementos
de
potencia
adicionales, requeridos en una futura implementación de una línea corta
de interconexión entre ambas sub-estaciones.
1.
Establecer los acuerdos entre CORPOELEC, VENALUM Y SIDOR,
para energizar en modo aislado a la Sub-estación III de Venalum,
asociada a la V Línea, desde la Planta Termoeléctrica Sidor en
caso de pérdida del suministro normal de energía desde la S/E
Guayana “B” por perturbación mayor del SEN, Fallas del Sistema
Regional de Transmisión, Fallas Locales en la S/E Guayana “B”.
2.
Enmarcado en la responsabilidad asignada a CORPOELEC de
operar y mantener la Planta Termoeléctrica “A”, ubicada en las
instalaciones de SIDOR y su interconexión al Sistema Eléctrico
Nacional, queda expresamente entendido que CORPOELEC, a
través del Despacho de Carga
Región Guayana (DCRG), es
responsable de las siguientes funciones operativas:
 Recepción de equipos, sistemas e instalaciones de la Subestación Planta A de 115 kV.
 Consignación de equipos, sistemas e instalaciones de la Subestación Planta A de 115 kV.
 Planificación de la operación del sistema.
 Supervisión y control de las condiciones de operación del sistema.
 Control de la operación del sistema.
3.
La Planta Termoeléctrica “A”
consta de tres (3) unidades
generadoras; dos (2) de 50 MW cada una y una (1) de 75 MW,
45
para una capacidad total de 175 MW. Esta planta alimentará la
Subestación R3 de SIDOR a través de la Subestación Planta “A”,
además suministrar potencia a la Subestación Guayana “B”, a
través de las Líneas 1 y 2 de 115 kV Guayana “B” – R3.
Adicionalmente
podrá,
en
fiel
cumplimiento
del
presente
procedimiento y a través de las coordinaciones reguladas por el
Despacho de Carga Región Guayana, suministrar energía en forma
aislada a la empresa CVG Venalum, específicamente para la
operación de 35 celdas de reducción de aluminio, o más (de
acuerdo a las capacidades existentes), bajo el modo de
contingencia denominado “Hibernación” (Celdas operando al 40%
de su potencia nominal), en caso de pérdida temporal del
suministro normal de energía (>4hrs) desde la S/E Guayana “B” ya
sea por Perturbación Mayor del SEN, Fallas del Sistema Regional
de Transmisión o por Fallas Locales en la S/E Guayana “B”.
La Subestación Planta “A” comprende desde los interruptores del
4.
lado de alta de los Transformadores Elevadores 1, 2 y 3 de
13,8/115 kV (H110, H210 y H310), hasta el Interruptor H505 con
sus seccionadores asociados (H503, H504 y H506).
Organismos responsables para la coordinación operacional
CORPOELEC:
Despacho de Carga Regional Guayana responsable de:

La coordinación de la operación de la Sub-estación Planta “A” de
115 kV ubicada en las instalaciones de SIDOR y sus Líneas de
Interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional, con el Despacho
de Carga de Energía Eléctrica de SIDOR, el Despacho de Carga
de Energía Eléctrica de VENALUM y el personal de Operaciones
de CORPOELEC designado en la Planta Termoeléctrica “A” y la
Subestación Guayana “B”.
46

Coordinar y autorizar las operaciones para la desenergización y
energización de las Líneas 1 y 2 de 115 kV Guayana “B” – R3 en
ambos extremos, en coordinación con el Despacho de Carga de
Energía Eléctrica de SIDOR y el personal de Operaciones de
CORPOELEC designado en la Planta Termoeléctrica “A” y la
Subestación Guayana “B”.

Coordinar y autorizar las operaciones para la desenergización y
energización de las Líneas 1, 2, 3 y 4 de 115 kV Guayana “B” –
VENALUM, en ambos extremos, en coordinación con el Despacho
de Energía Eléctrica de VENALUM y el personal de Operaciones
de CORPOELEC designado en la Subestación Guayana “B”.

Informar al personal de Operaciones de CORPOELEC designado
en la Planta Termoeléctrica “A” y la Subestación Guayana “B”, todo
evento que pudiera impactar en la operatividad de la Sub-estación
Planta “A” y su interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional.
1. Sección de Operación de Subestaciones Guayana A y B
2. Sección Programación Despacho de Carga Región Guayana.
Gerencia de Generación Región Guayana

Gerencia División Local Planta Termoeléctrica Sidor.

Coordinación de Operaciones de Planta Termoeléctrica Sidor.

Personal de Operaciones de Planta Termoeléctrica Sidor.
SIDOR:
Gerencia de Servicios Industriales de SIDOR
1. Despacho de Carga de Energía Eléctrica de SIDOR es
responsable:

La operación en la Subestación R3.

Ejecutar las operaciones de energización y desenergización de las
Líneas 1 y 2 de 115 kV Guayana “B” – SIDOR R3 en la
47
Subestación R3, con autorización del Despacho de Carga de
CORPOELEC.

Informar
al
Despacho
de
Carga
Regional
Guayana
de
CORPOELEC, todo evento en la Subestación “R3”, que pudiera
impactar en la operatividad de la Planta Termoeléctrica “A” y su
interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional.

Autorizar
el
acceso
del
personal
de
Operaciones
y
de
Mantenimiento de CORPOELEC a sus instalaciones.
VENALUM:
1. Despacho de Energía Eléctrica de VENALUM responsable de:

La operación de las Sub-estaciones I, II, III de VENALUM.

Ejecutar las operaciones de energización y desenergización de las
Líneas 1, 2, 3 y 4 de 115 kV Guayana “B” – VENALUM en las Subestaciones Nº 1, 2 y 3, con autorización del Despacho de Carga
Regional Guayana de CORPOELEC.

Informar
al
Despacho
de
Carga
Regional
Guayana
de
CORPOELEC, todo evento en la Subestación N°3 de VENALUM,
que pudiera impactar en la operatividad de la Planta Termoeléctrica
“A”.
Descripción de las Condiciones Normales de Operación
1. Sub-estación Planta “A” de 115 kV, asociada a la Planta
Termoeléctrica Sidor
Cualquier maniobra o acción en los equipos principales de la Planta
Termoeléctrica A, Subestación Planta “A”, Subestación R3 y sus Líneas
de Interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional, deben ser autorizadas
y coordinada con el Despacho de Carga Regional Guayana de
CORPOELEC.
48
La Subestación Planta “A” está conectada normalmente a la Barra
1 a través del Seccionador H504, en caso que se requiera su traspaso a
la Barra 2, debe considerarse que las protecciones diferencial parciales se
activarán debido al diseño del sistema de protecciones de la S/E “R3” y
ante cualquier falla en barra la diferencial total disparará las dos
barras.Debido a que las Líneas 1 y 2 de 115 kV Guayana “B” – R3 no
cuentan con un sistema de protecciones con esquema unitario, éstas no
pueden operar en paralelo. Por este mismo motivo, la Línea de
Interconexión asociada a la Planta Termoeléctrica A, está conectada sólo
a una Barra de 115 kV en la Subestación R3 (Cerrado el Seccionador
H504 o H506). (Ver Anexo N° 1.)
Entonces, la energización de la Barra de 115 kV de la Subestación
Planta “A” se realiza a través del Interruptor H505 de la Línea de
Interconexión ubicado en la Subestación Planta A. Igualmente, La
energización de los Transformadores Elevadores de 13,8/115 kV de la
Subestación Planta “A” se realiza desde sus interruptores en el lado de
115 kV (H110, H210 y H310), y la sincronización de las Unidades de la
Planta Termoeléctrica “A” se realiza a través de sus interruptores en 13,8
kV (D190, D290 y D390).
2. Sub-estación R3 de Sidor
Cualquier maniobra o acción en los equipos principales de la
Subestación R3 y sus Líneas de Interconexión con el Sistema Eléctrico
Nacional, deben ser autorizadas y coordinada con el Despacho de Carga
Regional Guayana de CORPOELEC.Actualmente, las Líneas 1 y 2 de 115
kV Guayana “B” – R3, operan en forma radial, cada una conectada a una
Barra de 115 kV de la Subestación R3, por condición de diseño, estando
la línea 1 conectada a Barra 2 (H205) y la línea 2 a la Barra 1(H105).
Debido a que las Líneas 1 y 2 de 115 kV Guayana “B” – R3 no
cuentan con un sistema de protecciones con esquema unitario, éstas no
deben operar en paralelo. Por este mismo motivo, la Línea de
49
Interconexión asociada a la Planta Termoeléctrica A, está conectada sólo
a una Barra de 115 kV en la Subestación R3 (Cerrado el Seccionador
H504 o H506).En condiciones normales, en las Subestaciones R3 y R2 de
SIDOR, las Barras I y II de 115 kV están desacopladas, sin embargo, en
cada una de estas subestaciones existe un enlace normalmente cerrado a
través de las Barras de 13,8 kV. (Ver Anexo N°1).
3. Sub-estaciones Nº 1, 2 y 3 de VENALUM
Cualquier maniobra o acción en los equipos principales de las
Subestaciones N° 1, 2 y 3 de VENALUM y sus Líneas de Interconexión
con el Sistema Eléctrico Nacional, deben ser autorizada y coordinada con
el Despacho de Carga Regional Guayana de CORPOELEC.Actualmente,
las Líneas 1, 2, 3, 4 de 115 kV Guayana “B” – VENALUM, operan en
forma radial. Estas líneas de transmisión, se distribuyen de la siguiente
manera:

Línea 1 dirigida a la alimentación de complejo II o Sub-estación
N°1.

Línea 2 y 3 dirigidas a la alimentación de complejo I o Sub-estación
N°2.

Línea 4 dirigida a la alimentación de V línea o Sub-estación N°3.
En condiciones normales, las interconexiones entre las Sub-
estaciones N.º 1, 2 y 3 de VENALUM, están desacopladas y las mismas
son interconectadas en caso de pérdida o ausencia temporal del
suministro normal de alimentación de alguna de ellas, ya sea por falla o
por razones de mantenimientos aplicados a dicha línea de transmisión.
(Ver Anexo N°2).
Descripción del Procedimiento Operativo de Energización
En el caso de pérdida del Sistema de Transmisión de 115 kV desde
la S/E Guayana “B”, El Despacho de Carga Regional Guayana, es el
50
responsable de atender y evaluar la magnitud del evento en el SEN y sus
implicaciones en el sistema regional, con el fin de proyectar los tiempos
de normalización y en caso de que dichos tiempos sean mayores a 4 hrs
proceder a la autorización y coordinación del presente procedimiento para
la energización de la S/E III de CVG Venalum (V Línea) en forma aislada
desde la Planta Termoeléctrica Sidor, con el fin de garantizar la
preservación de las 35 celdas o más (De acuerdo a la capacidad
existente), a través de su operación bajo el modo “Hibernación” (40% de
su potencia nominal).
De tal manera, el Despacho de Carga Regional Guayana (DCRG)
de CORPOELEC establece comunicación con la Subestación Guayana
“B”, la Planta Termoeléctrica Sidor, el Despacho de Energía Eléctrica de
Sidor y el Despacho de Energía Eléctrica de Venalum, para conocer las
condiciones de las instalaciones y sus esquemas de potencia luego de la
perturbación, y establecer el inicio de las siguientes coordinaciones:
a) En el caso de que en la Planta Termoeléctrica Sidor, una o más
Unidades Generadoras producto del despeje del sistema de
transmisión regional de 115 kV, desde la S/E Guayana “B”, queden
conectadas en modo isla, el DCRG gira instrucciones para que el
personal de Operaciones de Planta de Guardia proceda a la salida
de emergencia de dichas Unidades y posterior a ello realicen la
energización de los servicios auxiliares a través del Generador
Diesel de Emergencia, reporten y esperen por instrucciones. Nota:
En el caso de que en la Planta Termoeléctrica Sidor, las Unidades
que se encontraban sincronizadas al SEN, producto del despeje
del sistema de transmisión regional de 115 kV, desde la S/E
Guayana “B”, presenten salida forzada, el personal de Operaciones
de Planta de Guardia procederá a supervisar la transferencia
automática de alimentación de los servicios auxiliares hacia el
Generador Diesel de Emergencia y la parada segura de las
mismas, reportar al DCRG y esperar por instrucciones.
b) El Despacho de Carga Regional Guayana coordina con el personal
51
de operaciones de la S/E Guayana “B” para que coordine la
apertura de los interruptores de salida de 115 kV asociados a las
Líneas 1 y 2 (Sidor R3) y las Líneas 1, 2, 3 y 4 (S/E N.º 1, 2 y 3 de
Venalum).
c) Una vez confirmada la apertura de los interruptores de salida de
115 kV asociados a las Líneas 1 y 2 (Sidor R3) y las Líneas 1, 2, 3
y 4 (S/E N.º 1, 2 y 3 de Venalum), por parte del personal de
Operaciones de la S/E Guayana “B”, el DCRG coordina con el
Despacho de Energía de Sidor y con el Despacho de Energía de
Venalum para que realicen la apertura de los interruptores de
llegada de las Líneas 1 y 2 (Sidor R3) y las Líneas 1, 2, 3 y 4 (S/E
N.º 1, 2 y 3 de Venalum) respectivamente, reporten y esperen por
instrucciones.
d) Una vez confirmada la apertura de los interruptores de llegada de
las Líneas 1 y 2 (Sidor R3) y las Líneas 1, 2, 3 y 4 (S/E Nº 1, 2 y 3
de Venalum) respectivamente, el DCRG coordina con el Despacho
de Energía de Venalum para que despeje todos los interruptores
de salida de la barra principal de la S/E III (V Línea), reporte y
espere por instrucciones.
e) Una vez confirmada la confirmada la apertura de los interruptores
de salida (S/E Guayana “B”), de llegada de las Líneas 1 y 2 (Sidor
R3) y las Líneas 1, 2, 3 y 4 (S/E N.º 1, 2 y 3 de Venalum)
respectivamente y el despeje de todas las cargas asociadas a la
barra principal de la S/E III (V Línea) de Venalum, el DCRG
coordina
con
el
personal
de
Operaciones
de
la
Planta
Termoeléctrica Sidor para que proceda a la apertura del
seccionador que este interconectando a la S/E Planta “A” con la
S/E R3 para el momento de evento (H504 o H506), reporte y
espere por instrucciones.
f) Una vez confirmada la apertura del seccionador que este
interconectando a la S/E Planta “A” con la S/E R3 para el momento
de evento (H504 o H506), el DCRG coordina con el Despacho de
52
Energía de Venalum para que proceda con el cierre del
seccionador de interconexión S/E III de Venalum-S/E Planta A de
Sidor (Por construir), reporte y espere por instrucciones.
g) Una vez confirmado el cierre del seccionador interconexión S/E III
de Venalum - S/E Planta A de Sidor (Por construir), el DCRG
coordina
con
el
personal
de
Operaciones
de
la
Planta
Termoeléctrica Sidor para que proceda con el cierre del
seccionador de interconexión S/E Planta A de Sidor - S/E III de
Venalum (Por construir), reporte y espere por instrucciones.
h) Una vez confirmado el cierre del seccionador de interconexión S/E
Planta A de Sidor - S/E III de Venalum (Por construir) en la S/E
Planta “A” de Sidor, el DCRG gira instrucciones al Personal de
Operaciones de la Planta Termoeléctrica Sidor, proceda con el
arranque en negro de la Unidad TS2 (Sistemas Auxiliares
energizados del Generador Diesel de Emergencia), reporte y
espere por instrucciones.
i) Una vez confirmado el arranque en negro de la Unidad TS2
(Sistemas Auxiliares energizados del Generador Diesel de
Emergencia),
el
DCRG
gira
instrucciones
al
Personal
de
Operaciones de la Planta Termoeléctrica Sidor, para que proceda
con la
energización de la S/E Planta “A” en modo Isla (Barra
Muerta) a través del cierre del interruptor D290, tome carga mínima
(2 MW) a través de la transferencia de alimentación de los
Servicios Auxiliares de Planta desde el Generador Diesel hacia el
Interruptor 52-2 (Back Feed), ajuste la señal de referencia de
frecuencia y seleccione el modo de control del RAV de la unidad en
“Control de Voltaje”, reporte y espere por instrucciones.
j) Una vez confirmada la energización de la S/E Planta “A” en modo
Isla (Barra Muerta) a través del cierre del interruptor D290, la toma
de carga mínima (2 MW), la transferencia de alimentación de los
Servicios Auxiliares de Planta desde el Generador Diesel hacia el
Interruptor 52-2 (Back Feed), el ajuste de la señal de referencia de
53
frecuencia y selección del modo de control del RAV de la unidad en
“Control de Voltaje”, el DCRG coordina con el Despacho de
Energía de Venalum para que proceda a la energización de los
servicios básicos mínimos para la operación de la S/E III de
Venalum (V Línea), reporte y espere por instrucciones.
k) Una vez confirmada la energización de los servicios básicos
mínimos para la operación de la S/E III de Venalum (V Línea), El
DCRG establece comunicación (teleconferencia) con el Despacho
de Energía de Venalum y el Centro de Control de Planta
Termoeléctrica Sidor, para que se dé inicio a la energización
progresiva de las 35 celdas en operación (Una a la vez) por parte
del personal de Operaciones del Despacho de Energía de Venalum
hasta alcanzar el 40% de la potencia nominal de las mismas (Modo
Hibernación) y la supervisión de la toma de carga respectiva de la
Unidad TS2 por parte del Personal de Operaciones de Planta
Termoeléctrica Sidor, considerando la estabilidad de las variables
eléctricas y mecánicas de dicha unidad, reporten y espere por
instrucciones.
l) En el caso de que a la fecha de la implementación del presente
procedimiento, la empresa Venalum dentro de su Plan de
Recuperación de la Producción de Reducción de Aluminio, tenga
incorporadas más de 35 celdas planteadas, una vez confirmada la
energización de las primeras 35 celdas (Una a la vez) por parte del
personal de Operaciones del Despacho de Energía de Venalum en
Modo Hibernación (40% de la potencia nominal) y la supervisión de
la toma de carga respectiva de la Unidad TS2, considerando la
estabilidad de las variables eléctricas y mecánicas de dicha unidad,
el DCRG coordinara con el Personal de Operaciones de Planta
Termoeléctrica Sidor para que procedan a la sincronización de la
Unidad TS3 (Si está disponible) al Bus de 115 kV de la S/E Planta
“A” , ajuste potencia mínima (5 MW), reporten y espere por
instrucciones.
54
m) Una vez confirmada la sincronización de la Unidad TS3 al Bus de
115 kV de la S/E Planta “A”, y su ajuste a la potencia mínima (5
MW), el DCRG coordinara con el personal de Operaciones del
Despacho de Energía de Venalum y con el Personal de
Operaciones de Planta Termoeléctrica Sidor, para que se inicio a
la energización progresiva del resto de las celdas en operación,
hasta completar un máximo de 61 celdas en Modo Hibernación
(Según cálculos realizados) y la supervisión de la toma de carga
respectiva de la Unidad TS3, considerando siempre la estabilidad
de las variables eléctricas y mecánicas de dicha unidad, reporten y
espere por instrucciones.
n) Una vez energizadas el total de celdas máximas a operar bajo el
modo de hibernación (de 35 a 61 celdas), en modo isla a través de
las Unidades TS2 y TS3, es responsabilidad del personal de
Operaciones del Despacho de Energía de Venalum la Supervisión,
monitoreo y reporte de las condiciones de operación de dicha
celdas, así como de informar al DCRG y al Centro de Control de
Planta Termoeléctrica Sidor sobre cualquier evento interno que
impacte en el normal funcionamiento de las unidades generadoras
de la Planta Termoeléctrica Sidor acopladas bajo la modalidad de
este esquema de suministro de energía.
o) Una vez energizadas el total de celdas máximas a operar bajo el
modo de hibernación (de 35 a 61 celdas), en modo isla a través de
las Unidades TS2 y TS3, es responsabilidad del personal de
Operaciones de Planta Termoeléctrica Sidor, la Supervisión,
monitoreo y reporte de las condiciones de operación de las
Unidades Generadoras y los equipos principales de la S/E Planta
de 115 kV, así como de informar al DCRG y al Despacho de
Energía de Venalum, sobre cualquier evento interno que impacte
en el normal funcionamiento de las unidades generadoras de la
Planta Termoeléctrica Sidor acopladas bajo la modalidad de este
esquema de suministro de energía, en el suministro de energía
55
hacia la S/E III de CVG Venalum (V Línea) o por último sobre las
cargas que se derivan de la aplicación de este esquema de
suministro de energía.
Descripción del Procedimiento Operativo de Normalización
Una vez atendida la falla que indispuso al esquema de Distribución
Regional de 115 kV, El Despacho de Carga Regional Guayana, es el
responsable de coordinar las acciones requeridas para la energización de
la S/E Guayana “B”, así como de sus líneas de salida hacia las empresas
básicas, entre ellas la empresa CVG Venalum, la cual en función de la
contingencia presentada, se encontraría energizada en forma aislada
desde la Planta Termoeléctrica Sidor, para la preservación de un conjunto
de celdas operativas de la V Línea (35 a 61 celdas) bajo el modo
“Hibernación” y cuya condición de alimentación debe ser normalizada, a
través de la correspondiente coordinaciones emanadas desde el DCRG.
El
Despacho
de
Carga
Regional
Guayana
(DCRG)
de
CORPOELEC establece comunicación con la Subestación Guayana “B”,
la Planta Termoeléctrica Sidor, el Despacho de Energía Eléctrica de Sidor
y el Despacho de Energía Eléctrica de Venalum, para conocer las
condiciones de las instalaciones y establecer las operaciones necesarias
para la normalización del suministro de energía a CVG Venalum desde la
S/E Guayana “B” y la re-conexión de la Planta Termoeléctrica Sidor al
Sistema Eléctrico Nacional a través de la S/E R3 de SIDOR, ejecutando
las siguientes coordinaciones:
FALTA LA ESTRUCTURA DEL PROCEDIMIENTO
a) El
DCRG
establece
comunicación
(teleconferencia)
con
el
Despacho de Energía de Venalum y el Centro de Control de Planta
56
Termoeléctrica Sidor, para que se dé inicio a la puesta en fuera de
servicio en forma progresiva de las 35 celdas en operación (Una a
la vez) por parte del personal de Operaciones del Despacho de
Energía de Venalum y la supervisión de la reducción de carga
respectiva de la Unidad TS2, por parte del Personal de
Operaciones de Planta Termoeléctrica Sidor, considerando la
estabilidad de las variables eléctricas y mecánicas de dicha unidad,
hasta alcanzar la potencia mínima de dicha Unidad (2 MW),
proceder con el proceso de transferencia de alimentación de los
servicios auxiliares hacia el Generador Diesel de Emergencia
previo a su proceso de desconexión del S.E.N y su posterior
parada segura. Reportar y esperar por instrucciones.
b) En el caso de que en la Planta Termoeléctrica Sidor, las Unidades
generadoras TS2 y TS3, producto del despeje del sistema de
transmisión regional de 115 kV, desde la S/E Guayana “B”, se
encuentren sincronizadas alimentando en forma aislada a la S/E III
(V Línea) de CVG Venalum para la operación en modo
“Hibernación” de un conjunto de celdas de reducción (de 35 a
61celdas), el DCRG establece comunicación (teleconferencia) con
el Despacho de Energía de Venalum y el Centro de Control de
Planta Termoeléctrica Sidor, para que se dé inicio a la puesta en
fuera de servicio en forma progresiva de un primer grupo de 31
celdas en operación (Una a la vez) por parte del personal de
Operaciones del Despacho de Energía de Venalum y la supervisión
de la reducción de carga respectiva de la Unidad TS3, por parte del
Personal
de
Operaciones
de
Planta
Termoeléctrica
Sidor,
considerando la estabilidad de las variables eléctricas y mecánicas
de dicha unidad, hasta alcanzar la potencia mínima de la Unidad
TS3 (5 MW) y proceder con su proceso de desconexión del S.E.N.
y su posterior parada segura. Reportar y esperar por instrucciones.
Una vez confirmada la desenergización progresiva del primer grupo
de 30 celdas en operación (Una a la vez) por parte del personal de
57
Operaciones del Despacho de Energía de Venalum, la supervisión
de la reducción de carga respectiva de la Unidad TS3, su
desconexión del S.E.N. y posterior parada segura, por parte del
Personal de Operaciones de Planta Termoeléctrica Sidor, el DCRG
establece comunicación (teleconferencia) con el Despacho de
Energía de Venalum
y el Centro de Control de Planta
Termoeléctrica Sidor, para que se dé inicio a la puesta en fuera de
servicio en forma progresiva de las 30 celdas restantes en
operación (Una a la vez) por parte del personal de Operaciones del
Despacho de Energía de Venalum y la supervisión de la reducción
de carga respectiva de la Unidad TS2, por parte del Personal de
Operaciones de Planta Termoeléctrica Sidor, considerando la
estabilidad de las variables eléctricas y mecánicas de dicha unidad,
hasta alcanzar la potencia mínima de dicha Unidad (2 MW),
proceder con el proceso de transferencia de alimentación de los
servicios auxiliares hacia el Generador Diesel de Emergencia
previo a su proceso de desconexión del S.E.N y su posterior
parada segura. Reportar y esperar por instrucciones.
c) Una vez confirmada por parte del Personal de Operaciones del
Despacho de Energía de Venalum, la puesta en fuera de servicio
de todas las celdas de reducción que se encontraban operativas y
energizadas en forma aislada desde la Planta Termoeléctrica Sidor
y a su vez sea confirmada por parte del Personal de Operaciones
de Planta Termoeléctrica Sidor, la desconexión del SEN y parada
segura de las Unidades TS2 y TS3 con su respectiva transferencia
alimentación de los Servicios Auxiliares de Planta hacia el
Generador Diesel de Emergencia, el DCRG coordina con el
personal de Operaciones del Despacho de Energía de Venalum
para que proceda al despeje de todas las cargas asociadas a la
barra principal de la S/E III (V Línea) y la posterior apertura del
seccionador de interconexión S/E III Venalum – S/E Planta “A” de
la Termoeléctrica Sidor (Por construir), reporten y esperen por
58
instrucciones.
d) Una vez confirmado el despeje de todas las cargas asociadas a la
barra principal de la S/E III (V Línea) y la posterior apertura del
seccionador de interconexión S/E III Venalum – S/E Planta “A” de
la Termoeléctrica Sidor (Por construir), por parte del personal de
Operaciones del Despacho de Energía de Venalum, el DCRG
coordina con el personal de Operaciones de Planta Termoeléctrica
Sidor para que proceda a la apertura del seccionador de
interconexión S/E Planta “A” de Sidor – S/E III de Venalum (Por
construir), reporte y espere instrucciones.
e) Una vez confirmado, por parte del personal de Operaciones de
Planta Termoeléctrica Sidor, la apertura del seccionador de
interconexión S/E Planta “A” de Sidor – S/E III de Venalum (Por
construir), el DCRG coordina con este personal para que proceda
al despeje del lado de alta de 115 kV (transformadores TX1, TX2 y
TX3 (Apertura de los Interruptores H110, H210 y H310) y el
despeje del Bus y Bahía de 115kV (Apertura del Interruptor H505),
como parte de los preparativos para la re-conexión de la Planta
Termoeléctrica Sidor al SEN. Reporten y esperen instrucciones.
f) Una vez confirmado y verificado el total aislamiento entre la S/E
Planta “A” de Sidor y la S/E de Venalum, el DCRG continua con el
proceso de normalización de las salidas de alimentación desde la
S/E Guayana “B” hacia las empresas básicas, coordinado con el
personal de operaciones la energización de las líneas asociadas a
las S/E I, II, y III de Venalum y las S/E R1, R2, R3, R4 y R5 de
Sidor.
g) Una vez confirmada por parte del personal de Operaciones de la
S/E Guayana “B” la energización de las líneas asociadas a las S/E
I, II, y III de Venalum y las S/E R1, R2, R3, R4 y R5 de Sidor, el
DCRG coordina con el Despacho de Energía de Sidor y con el
Despacho de Energía de Venalum para que realicen el cierre de
los interruptores de llegada de las Líneas 1 y 2 (Sidor R3) y las
59
Líneas 1, 2, 3 y 4 (S/E N.º 1, 2 y 3 de Venalum) para energizar las
barras principales de dichas S/E respectivamente, reporten y
esperen por instrucciones.
h) Una vez confirmado por parte del personal de Operaciones del
Despacho de Energía de Sidor y del Despacho de Energía de
Venalum, el cierre de los interruptores de llegada de las Líneas 1 y
2 (Sidor R3) y las Líneas 1, 2, 3 y 4 (S/E N.º 1, 2 y 3 de Venalum)
para
energizar
las
barras
principales
de
dichas
S/E
respectivamente, el DCRG autoriza al Despacho de Energía de
Sidor y del Despacho de Energía de Venalum, para que inicien la
energización progresiva de sus servicios y procesos principales,
considerando informar sobre cualquier evento interno que pueda
afectar a la estabilidad del esquema de transmisión y distribución
regional de 115 kV.
i) Una vez confirmada la energización y normalización de las S/E I, II
y III de Venalum y de las S/E R1, R2, R3, R4 y R5 de Sidor, el
DCRG coordina con el personal de Planta Sidor para que proceda
a la normalización de la conexión de la S/E Planta “A” de 115 kV en
forma radial con la S/E R3, a través del cierre del seccionador
H504. Reporten y esperen instrucciones.
j) Una vez confirmada la normalización de la conexión de la S/E
Planta “A” de 115 kV en forma radial con la S/E R3, a través del
cierre del seccionador H504, el DCRG coordina con el personal de
Planta Sidor para que proceda a:
ja) La energización de la Bahía y el Bus de 115 kV (Cierre del
Interruptor H505)
jb) La energización del Lado de Alta de 115KV de la Nave de
Transformadores Tx1, Tx2 y Tx3, a través del cierre de los
Interruptores H110, H210 y H310 (Uno a la Vez).
jc) La normalización de la alimentación de los Servicios Auxiliares
de Planta, desde el Generador Diesel de Emergencia hacia el
Interruptor Alimentación Normal (Back Feed) 52-2, considerando la
60
supervisión de la parada normal del Generador Diesel de
Emergencia una vez realizada re-transferencia.
k) Una vez confirmada la energización de la Bahía y el Bus de 115 kV
de la S/E Planta “A”, la energización del Lado de Alta de 115KV de
la Nave de Transformadores Tx1, Tx2 y Tx3 y la normalización de
la alimentación de los Servicios Auxiliares de Planta, desde el
Generador Diesel de Emergencia hacia el Interruptor Alimentación
Normal (Back Feed) 52-2, el DCRG coordina con el personal de
Operaciones de Planta Termoeléctrica Sidor para que proceda con
el arranque y sincronización al SEN, de las Unidades TS2 y TS3 en
modo Droop y con el Regulador Automático de Voltaje (RAV) en
control por factor de potencia.
l) Una vez confirmado por el personal de Operaciones de Planta
Termoeléctrica Sidor que las Unidades Generadoras TS2 y TS3
están sincronizadas al sistema y con potencia base (de acuerdo a
sus capacidades y limitaciones), es responsabilidad del personal
de Operaciones de Planta informar cualquier evento interno que
pueda afectar al SEN regional y de las condiciones operativas de
dichas unidades en lo referente a la operación del sistema de
potencia.
Por último, el intercambio de información operativa, se realiza a
través de la comunicación operacional y sistemas de comunicaciones, las
comunicaciones de radio y teléfono, estarán soportadas en la plataforma
tecnológica disponible en ambas empresas. Así mismo, todas las
conversaciones que se efectúen por los sistemas de radio y teléfono con
el Despacho de Carga de CORPOELEC son grabadas en esta unidad
operativa, es responsabilidad de CORPOELEC, VENALUM Y SIDOR el
intercambio de información técnica para la operación del Sistema
Eléctrico; las informaciones a intercambiar normalmente son las
siguientes:
 Tensiones de barras y líneas, corrientes, flujos de potencia activa y
61
reactiva en los niveles de 115 kV.
 Estado de los equipos de maniobras.
 Eventos que originen variación de los parámetros eléctricos.
 Pérdida o desconexión de carga.
 Programa anual de mantenimiento.
 Modificaciones de los esquemas de operación, así como de la
topología de la red.
CONCLUSIÓN
MEJORAR LAS CONCLUSIONES
QUE CONCLUI EN CADA OBJETIVO?
 CVG
VENALUM
está
alimentada
por
tres
subestaciones
principales, las cuales son alimentadas de la subestación de
Guayana B, desde ahí provienen 4 líneas de transmisión a nivel de
115 KV, las cuales dos llegan a la subestación de complejo I, una a
complejo II y la última a V línea, desde allí se alimentan los
transforectificadores, que son los encargados de transformar la
corriente AC en DC necesaria para la electrolisis y los
transformadores de servicios auxiliares. Para el estudio se
considera la V Línea, dado que cumple con los requerimientos de
potencia de CVG Venalum para la operación en Modo Hibernación
de las celdas de reducción de aluminio en caso de contingencia
mayor del Servicio Eléctrico Nacional.
 De la evaluación de los esquemas de operación de las unidades de
la Central Termoeléctrica Sidor en el Modo Isla, se estableció que
las unidades aeroderivadas son las ideales para el tipo de
operación que se quiere lograr en el presente estudio, aunado a
esto, se determinó que la Unidad TS1 está fuera de servicio por un
largo periodo, de tal manera, se fijó y propone que la unidad TS2
es la indicada para interconectar la Central Termoeléctrica Sidor en
forma aislada con las Subestaciones de CVG Venalum para la
62
operación en Modo Hibernación. Una vez que la Unidad TS2 este
en modo isla se puede operar la Central Termoeléctrica Sidor en
modo total isla a una carga en especifica en este caso CVG
Venalum.

A través de la simulación del esquema de distribución para la
técnica
de
interconectar
en
forma
aislada
a
la
Central
Termoeléctrica Sidor con las Subestaciones de CVG Venalum para
la operación en Modo Hibernación de las celdas de reducción de
aluminio en caso de contingencia mayor del Servicio Eléctrico
Nacional, se validó que es factible alimentar las 35 celdas en modo
hibernación a través de la línea de transmisión corta sin ningún
inconveniente, de hecho, si se presenta la contingencia del disparo
de una maquina térmica se seguirá contando con el suministro de
energía eléctrica para las 35 celdas en hibernación.
 Por último, se planteó el procedimiento operativo para interconectar
la Central Termoeléctrica Sidor en forma aislada con las
Subestaciones de CVG Venalum para la operación en Modo
Hibernación, y se determinó que si es posible realizar la operación
descrita en el presente estudio. Además, se realizó la descripción
del instructivo de trabajo para la desenergización y energización de
la Subestación Planta “A” SIDOR con respecto al Servicio Eléctrico
Nacional (SEN).
63
MEJORAR LAS RECOMENDACIONES
DE CADA CONCLUSIÓN SE DESPRENDE UNA O DOS
RECOMENDACIONES
RECOMENDACIONES

Realizar acoples entre los transformadores de servicios auxiliares,
ya que esto optimizaría el sistema cuando ocurren fallas y se
equilibrarían las cargas.

Gestionar la connotación para las adecuaciones necesarias en el
sistema de control de la Unidad TS2 para que esta pueda ser
operada en modo isla.

Utilizar la línea de transmisión corta para interconectar en forma
aislada a la Central Termoeléctrica Sidor con las Subestaciones de
CVG Venalum para la operación en Modo Hibernación de las
celdas de reducción de aluminio en caso de contingencia mayor del
Servicio Eléctrico Nacional.

Aplicar la interconexión de la Central Termoeléctrica Sidor en forma
aislada con las Subestaciones de CVG Venalum para la operación
en Modo Hibernación, a través del procedimiento descrito en el
presente estudio.
CONSEJO: APLICA ESTA TECNICA QUE UTILIZO MUCHO PARA
ESTE TIPO DE CASOS:
OBJETIVO
RESUMEN
CONCLUSION
RECOMENDACIÓN
GENERAL
GENERAL
GENERAL
GENERAL
OBJETIVO
ESPECIFICO 1
RESUMEN
DEL
OBJETIVO
CONCLUSION 1
RECOMENDACIÓN
1Y2
64
OBJETIVO
ESPECIFICO 2
OBJETIVO
ESPECIFICO 3
OBJETIVO
ESPECIFICO 4
RESUMEN
DEL
CONCLUSION 2
RECOMENDACIÓN
3Y4
OBJETIVO
RESUMEN
DEL
CONCLUSION 3
RECOMENDACIÓN
5Y6
OBJETIVO
RESUMEN
DEL
CONCLUSION 4
RECOMENDACIÓN
OBJETIVO
7Y8
ESTA TECNICA TE PERMITE VER CON CLARIDAD EL CONTEXTO
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Arias, F. (2012). El Proyecto de Investigación. Introducción a la
metodología científica. (5ª ed). Venezuela: Editorial Episteme, C.A.
Colorado, D. (2010). Diagnóstico del Estado actual del Sistema de
Transmisión Eléctrico en Venezuela. Venezuela: Universidad
Monte Ávila.
65
Carrasco, A. (2010). Análisis de contingencia en el Sistema Eléctrico de la
Industria Venezolana de Aluminio, CVG Venalum. Venezuela:
Universidad de Oriente.
Castellanos, D. (2012). Diseño de un sistema de mando remoto para el
control y supervisión de operaciones en la Subestación Planta
Centro. Venezuela: Universidad de Carabobo.
Corpoelec S.A., Gerencia de Generación. Manual de procedimientos y
fundamentos de trabajo: descripción de la organización,
funciones, actividades y cargos. Puerto Ordaz, Estado Bolívar.
Corpoelec S.A. (2015). Glosario de términos de Corpoelec. Gerencia de
Generación.
Haral, A. (2012). Fallo de energía, bote temporal apagado, reinicio y
reparación. Noruega: Universidad Noruega de Ciencia y
Tecnología.
Ley Orgánica del Servicio Eléctrico Nacional. (2001). Gaceta Oficial N°
Méndez, C. (2010). Metodología. Diseño y desarrollo del proceso de
investigación.
(3a.
Ed.).
Colombia.
66
ANEXOS
67
Anexo A
Esquema general de la interconexión entre la Planta Termoelectica A
ESQUEMA GENERAL
INTERCONEXIÓN
ENTRE LA
y laDE
S/ELA
Guayana
B
PLANTA TERMOELÉCTRICA A Y LA S/E GUAYANA B
R3 115 S1
R2 115 S1
GYB 115 S2
R3 13.8
VENALUM
R2 13.8
L1
H310
H504
H1405
H205
D390
H313
H505
H210
D290
H503 H213
L2
H105
H110
H506
D190
H113
H1505
H1205
SUBESTACIÓN
PLANTA A
PLANTA
TERMOELÉCTRICA A
R2 13.8
HACIA R5
R3 13.8
H1305
R3 115 S2
R2 115 S2
68
Anexo B
Diagrama de bloques del Sistema Eléctrico de CVG Venalum
69