Problemática y Soluciones en Sistemas Eléctricos de la Industria del Petróleo

Job García Paredes
SENER, Ingeniería y Sistemas, S.A., México, job.garcia@sener.com.mx.

InTech México Automatización,
Edición Septiembre – Noviembre 2017.

RESUMEN

Inicialmente algunos sistemas eléctricos de potencia de complejos industriales fueron diseñados para operar de manera aislada. Sin embargo, con el incremento en la demanda de carga, y la necesidad de asegurar la continuidad de sus operaciones, se interconectaron con la red pública. Además de sus ventajas, este cambio ha traído como consecuencia algunos efectos que han contribuido a la presencia de fallas y por consiguiente a la reducción de la vida útil de los equipos instalados. Se han presentado diferentes alternativas de interconexión del equipo primario con el fin de minimizar los problemas que se presentan en la actualidad. Algunos problemas son la superación de la capacidad interruptiva en equipos eléctricos, caídas de tensión, bajo factor de potencia, fallas monofásicas frecuentes, bajo factor de potencia en la acometida con la red pública, sobretensiones y capacidad interruptiva rebasada, por mencionar algunos. En este artículo se describe de manera generalizada algunos de los problemas principales de estos sistemas eléctricos industriales y se proponen alternativas de solución.

PALABRAS CLAVES: Planta petroquímica, sistema eléctrico de potencia, resonancia serie, sobretensión, aterrizamiento híbrido.

INTRODUCCIÓN

El suministro de energía eléctrica es un factor crítico para la operación de los centros industriales. En el caso del sistema eléctrico de centros de proceso de hidrocarburos (Centros), cuyo inicio de operaciones se realizó en los años 70´s y 80´s, inicialmente estos fueron diseñados para operar como un sistema aislado; es decir, con un sistema de generación de energía eléctrica de autoconsumo, para satisfacer la demanda máxima y de reserva de la carga del orden de 25 MW a una tensión de 4.16 kV. Desde su diseño se ha utilizado un esquema radial selectivo en el cual cada generador alimenta la carga conectada de manera independiente. Con el incremento en la demanda de carga y para mantener la continuidad del suministro de la energía eléctrica (110 MW), estos Centros se interconectaron a la red pública. Esta acción se realizó a través de un bus de sincronización en 13.8 kV con reactores limitadores de corriente de corto circuito en conexión serie, como se observa en la Figura 1. Con este esquema, cuando los generadores salen de operación, se mantiene la continuidad en el suministro de energía hacia los Centros. Sin embargo, los equipos eléctricos de potencia se han visto sometidos a esfuerzos que influyen en un decremento de su vida útil.

Figura 1. Sistema de distribución típico de un centro de proceso de hidrocarburos

Algunos de los problemas que se presentan en la configuración actual son: fallas en cables de energía, limitación en la capacidad interruptiva en tableros de media tensión, deterioro de los generadores al operar sobreexcitados y sobretensiones debidas al efecto del esquema de aterrizamiento del neutro de los equipos principales [1].

La confiabilidad, continuidad y buen funcionamiento del sistema eléctrico en los Centros son factores importantes debido a las características de los procesos químicos que se llevan a cabo y a las pérdidas económicas que conlleva la salida de operación de sus plantas. Como parte de la modernización tecnológica de los Centros se han planteado diferentes alternativas de solución, que van desde el cambio en el esquema del sistema de potencia hasta la inclusión de equipos adecuados para las condiciones de operación de sus plantas.

DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y SU SOLUCIÓN

Durante la operación del sistema eléctrico de los Centros (en el esquema actual), se han detectado algunos problemas que se desean evitar en las nuevas reconfiguraciones con el objetivo de cumplir con los requisitos de continuidad, confiabilidad y seguridad del suministro de energía eléctrica.

CAPACIDAD DE DISTRIBUCIÓN EN FUNCIÓN DEL NIVEL DE TENSIÓN

La potencia consumida en los Centros, es del orden de 110 MW; la cual se genera y distribuye en el nivel de 13.8 kV, excediendo la capacidad de potencia de distribución recomendada en un 30% para este nivel de tensión [2]. En la Tabla 1 [2] se presenta una relación descriptiva de la distribución de la potencia eléctrica, la cual debe realizarse atendiendo a la capacidad y manejo de los circuitos de distribución que están en función de la tensión.

En algunos Centros, la capacidad de generación de energía eléctrica propia es la misma que la demanda de carga, por lo que en casos de contingencia no existe garantía en el suministro continuo de energía eléctrica para las plantas de proceso, esto se agrava cuando se considera la integración de nuevas plantas. Por esta razón, y de acuerdo con la capacidad de manejo de los circuitos de distribución se debe considerar un nivel de tensión superior al nivel de generación en 13.8 kV, por ejemplo en 34.5 o 115 kV, para el bus de sincronización. Esto es posible a través de la integración de transformadores de dos o tres devanados. Con esta modificación, se tiene un nivel de crecimiento de los Centros de un 17 y 74% de disponibilidad, respectivamente, para nuevas cargas eléctricas considerando una demanda de carga de 110 MW.

Tabla 1. Distribución de potencia en función del nivel de tensión [2]

REGULACIÓN DE VOLTAJE

La presencia de reactores limitadores de corriente de corto circuito en serie, conectados en el bus de sincronización, ocasiona caídas de tensión superiores al 5%. Por consiguiente, es necesario sobreexcitar los generadores, de tal manera que se compense la caída de tensión.

La sobrexcitación de los generadores ocasiona problemas severos en los extremos del estator debido al flujo disperso que se concentra en el área de los cabezales del estator. Esto produce altas pérdidas, elevación de la temperatura y el daño del aislamiento interlaminar del núcleo del estator.

Debido a la capacidad de los generadores eléctricos se tienen flujos de potencia del orden de 20 MW, esto representa una caída de tensión de 3.8% para un reactor con una reactancia de 0.5 Ω. De tal manera y de acuerdo a la impedancia propia del circuito y al cambio de tensión de los transformadores de distribución, las caídas de tensión pueden ser superiores al 5 % que es el nivel máximo permitido por el estándar (Std.) 141 de la IEEE [3]. Sin embargo, se han implementado soluciones de topología en las que los reactores están en conexión en paralelo con otros dispositivos como “interruptores-fusibles rápidos”, disponibles en el mercado, que operan bajo condiciones de falla y evitan estas caídas de tensión durante la operación en estado estable del sistema eléctrico.

Otra solución es retirar los reactores limitadores en conexión serie y sustituirlos por transformadores con la relación de transformación adecuada, de 13.8 kV a 34.5 ó 115 kV, con cambiador de derivaciones bajo carga. En este caso, la caída de tensión ocasionada por el flujo de corriente y de la propia impedancia del transformador se compensa con el cambiador de derivaciones bajo carga, de tal manera que la regulación de tensión se mantiene en el rango de ± 5% en los tableros de distribución y de ± 3% en los circuitos derivados.

SATURACIÓN DE CIRCUITOS

Debido a que la distribución de energía eléctrica se realiza en el nivel de tensión de 13.8 kV, se presentan problemas de saturación en los medios de canalización para los circuitos de fuerza (ductos y charolas), provocando degradación del cable por calentamientos, además de limitar la expansión o crecimiento para nuevas cargas eléctricas. Asimismo, las pérdidas al tener una mayor impedancia (reactancia y capacitancia) son mayores. El índice de fallas a tierra en los conductores que forman los circuitos es alto.

En cambio, si la distribución de energía se realiza en un nivel de tensión superior se incrementa la potencia de energía eléctrica de distribución y se disminuye el nivel de la corriente; por consiguiente, se requiere un menor número de conductores por circuito de fuerza por fase para trasmitir la misma potencia, lo que permite la liberación de circuitos de fuerza, ductos, registros y charolas saturados, reduciendo el riesgo de falla en los mismos.

La Figura 2 muestra la comparación de un circuito de fuerza clase 15 kV comparado con uno de clase 36 kV, se observa que la sección del conductor de 500 kCM es la misma para los dos circuitos, variando sólo el aislamiento del conductor, por lo que se incrementa el diámetro exterior del circuito alimentador.

Figura 2. Comparación de la sección de cables de 500 kCM clase 15 kV y 36 kV.

CAPACIDAD INTERRUPTIVA

El sistema eléctrico opera con varias fuentes de generación de energía eléctrica sincronizadas, además de la interconexión con la red pública. Por consiguiente cada fuente de energía tiene una contribución de corriente de corto circuito al sistema eléctrico principal. Por lo que ante una falla trifásica se tienen valores del orden de 40 kA y superiores. De acuerdo con la época en la que se construyeron estos Centros, la capacidad interruptiva comercial de los equipos era de 40 kA (1000 MVA) para 13.8 kV.

Sin embargo, la capacidad interruptiva promedio de los tableros instalados es de 31.5 kA (750 MVA). La magnitud de 31.5 kA representa el 100% del valor del diseño de las barras de los tableros de 750 MVA. Por lo que no se cuenta con un margen de seguridad para futuras expansiones en este nivel de tensión, ni por incrementos de capacidad instalada en la red pública.

En algunos casos, los tableros de distribución instalados con tecnología metal-enclosed tienen un arreglo espalda con espalda (back to back), dificultando maniobras de mantenimiento e incumpliendo con la normatividad vigente, tanto por tecnología como por dimensiones de espacios permitidos. Además, el periodo de vida de estos equipos (más de 30 años de operación) ha sido superado. Actualmente en el mercado se encuentra una variedad de equipos altamente competitivos para las necesidades presentes, con capacidades interruptivas de hasta 50 y 60 kA para 13.8 kV.

La seguridad del personal operativo y la integración de equipos confiables, seguros y libres de mantenimiento permiten evitar paros en la producción en los Centros, por lo que se deben considerar las premisas antes descritas como primordiales para la integración de nuevos equipos y mejoras a los sistemas de distribución de la energía eléctrica.

Además, es recomendable que en cualquiera de los tableros de distribución o sincronización instalados se tenga un factor de seguridad del 20% de la capacidad de diseño, considerado para futuras integraciones de carga o fuentes de energía propias, así como, para el probable crecimiento de la capacidad instalada de la red pública. También, de acuerdo con la normatividad vigente se deben integrar tableros con tecnología metal-clad (una variante es con aislamiento en gas SF6) y con interruptor en botella al vacío. Otro requisito adicional en algunos Centros son tableros con tecnología contra arco eléctrico o la integración de una protección contra arco eléctrico del tipo luminosa o del tipo membrana de sobrepresión de gases.

El espacio utilizado al integrar nuevos tableros con respecto a los tableros actualmente instalados es menor, con un ahorro del 40% de espacio.

SOBRETENSIONES

El esquema de conexión a tierra del neutro de las fuentes de energía eléctrica utilizado en algunos Centros, consiste en conectarlo a tierra a través de un banco de resistencias con un valor entre 8 y 13.2 Ω; con este valor la corriente de falla a tierra es limitada aproximadamente entre 600 – 1,000 A. En este esquema únicamente se conecta el neutro de uno de los generadores o el secundario de uno de los transformadores de enlace con la red pública. Esto es una práctica común debido a que la distribución de la energía se efectúa en el mismo nivel de tensión de generación. Por lo tanto, si se conecta a tierra el neutro de todos los equipos, en caso de una falla monofásica a tierra, no se tiene selectividad; es decir, en caso de falla todo el sistema eléctrico quedaría fuera de operación de acuerdo con la coordinación de protecciones.

Por otro lado, cuando ocurre una falla a tierra, el esquema de protecciones actúa dejando fuera de servicio el equipo con el neutro conectado a tierra. Dejando el sistema eléctricamente “flotado”. Si la falla no es liberada, este efecto incrementa la posibilidad de ocurrencia de una segunda falla en otra de las fases. En este caso, las fases no falladas adquieren el valor del voltaje de fase a fase en su aislamiento a tierra. En otras palabras, el aislamiento es sometido a esfuerzos del 73% por arriba de su condición normal de operación [4]. Con la posibilidad de que se presenten sobretensiones por efecto del fenómeno de resonancia serie.

El fenómeno de resonancia serie afecta la continuidad y operación del sistema eléctrico y se presenta en el sistema eléctrico al formarse un circuito RLC sintonizado a una frecuencia de falla. Se ha determinado que las sobretensiones por resonancia pueden ser del orden de 10 p.u. en un rango de frecuencia de la tercer y cuarta armónica [5].

Para evitar este fenómeno se han expuesto soluciones de integración de un sistema de conexión a tierra del tipo híbrido. Este esquema se realiza mediante un esquema híbrido, con baja resistencia y alta impedancia, para realizar la conexión del neutro de todas las unidades de generación, se requiere instalar nuevos elementos que permitan conectar a tierra permanentemente el neutro de los TG´s. Es decir, es necesario conectar un transformador de alta impedancia en paralelo con la baja resistencia existente como se muestra en la Figura 3. Con este esquema híbrido se incrementa en 5 A la corriente de falla a tierra, por lo que no se modifica la coordinación de protecciones actual; sin embargo, se tiene la gran ventaja de evitar la presencia de sobretensiones [6].

Figura 3. Conexión a tierra del neutro de generadores por aterrizamiento híbrido.

REFERENCIAS

  • [1] García A., Campuzano R., González A.: “Deterioro térmico de los generadores con rotores de polos lisos ocasionado por flujo disperso”, IEEE Reunión de Verano de Potencia, (Acapulco), 2003.
  • [2] García P., Hernández N., Rodríguez J., Valdez R. “Solución a la problemática de generación y distribución de energía eléctrica y térmica para procesos de refinación.” X Congreso Latinoamericano y VII Iberoamericano en Alta Tensión y Aislamiento Eléctrico, ALTAE 2011. La Habana, Cuba. 26 al 30 de septiembre del 2011.
  • [3] ANSI/IEEE 141, Red Book “IEEE Recommended practice for electric power distribution for industrial plants”, 1993.
  • [4] Powell J. “The impact of system grounding practices on generator fault damage”. IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 34, no. 5, September-October 1998, pp. 923-927.
  • [5] García J., Robles E., Campuzano R. Del Razo, O. “Series resonant overvoltages due to the neutral grounding scheme used in petrochemical power systems”. 2008 IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition: Latin America. Bogotá, Colombia. Agosto 2008.
  • [6] Patel V.: Petrochemical, capítulo 9 “Resonance in Electrical Power Systems of Petrochemical Plants”. 1ra edición. Ed. Intech. Croacia (2012).

ACERCA DEL AUTOR

Ingeniero Eléctrico por la UAEM (Morelos) en 1996. Obtuvo el grado de Maestro en Ciencias en Ingeniería Eléctrica por la SEPI-ESIME del IPN (2004). Laboró como investigador en el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) de 1996 a febrero de 2017. Actualmente colabora en la sección eléctrica de SENER México.

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