‘- 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
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