ref i nacion mexico 2012 ivan ruiz

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]

III ESPE 2008, Quito Ecuador

Análisis de SEP’s México, Modernización 2012

Análisis de sistemas eléctricos típicos de la industria petrolera en México para la modernización al 2012.

Ing. Luis Ivan Ruiz Flores

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Contenido

Antecedentes. Evolución de los SEP’s de la industria [PEMEX]

Características eléctricas de las refinerías

Reconfiguración eléctrica de las refinerías

Problemática del esquema de operación actual del SEP típico

Propuesta de seguimiento en la ingeniería conceptual para la reconfiguración del SEP en refinerías

Criterios y alternativas de solución para la reconfiguración del SEP

Conclusiones previas

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Antecedentes

Protocolo de Kioto, Japón: 1997

Reducir emisiones de los gases que

producen efecto invernadero en un

promedio de 5.2% al 2008-2012

En 2006, PEMEX solicitó al IIE la

participación en los proyectos de

implantación de plantas para reducir el

contenido de azufre en las gasolinas y

diesel.

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Antecedentes

Los SEP’s actuales de Pemex Refinación requieren de una reestructuración eléctrica para integrar las nuevas cargas

TD 4

115 kV

TDP-7

13.8 kV TBS-1

TD 1 TD 2 TD 3

Carga: 75-80 MW

TG 1 TG 2 TG 3 TG 4

CFE

TR-10A TR-10B

RLC

RADJ

RHRLS

RAA

REMHI

RFM

6 refinerías en el país

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Antecedentes

Evolución de los sistemas eléctricos de potencia de la

industria [PEMEX]

Requerimiento típico en 1970Capacidad instalada de 25 MW con 12.5 MW de carga

3 x 5 MW + 1 x 10 MW @ 4.16 kV

RefinerRefineríía a AtzcapotzalcoAtzcapotzalco

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Antecedentes. Evolución…

2 X 25 MW @ 13.8 kV, doble barra, 2 X 25 MW @ 13.8 kV, doble barra,

tableros de 500 MVAtableros de 500 MVA

G1 G2RefinerRefineríías modernas as modernas 19771977--7979Salina CruzSalina Cruz

TulaTula

CadereytaCadereyta

–– Capacidad instaladaCapacidad instalada

–– 50 MW @ 13.8 kV50 MW @ 13.8 kV

–– 25 MW de carga25 MW de carga

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




En un esquema eléctrico típico existe:

OperaciOperacióón en forma aislada n en forma aislada con generacicon generacióón propian propia

Reactores en serie con un Reactores en serie con un bus combus comúún para limitar la n para limitar la corriente de corto circuito corriente de corto circuito se utilizan se utilizan

Capacidad instalada mas Capacidad instalada mas del doble de la carga del doble de la carga instaladainstalada

Respaldo de la CFE con Respaldo de la CFE con acometidas en 115 kVacometidas en 115 kV

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Esquema eléctrico actual típico de una refinería

ConexiConexióón del TR de enlace en n del TR de enlace en ∆∆//ΥΥSe adopta el esquema de Se adopta el esquema de bus de sincronizacibus de sincronizacióón (TBS) n (TBS) y se interconecta a la CFEy se interconecta a la CFE

Cuentan con Cuentan con turbogeneradores a gas y de turbogeneradores a gas y de vapor de 15 a 32 MW @ vapor de 15 a 32 MW @ 13.8 kV13.8 kV

Neutros flotados al Neutros flotados al aterrizar un solo generadoraterrizar un solo generador

R

N. C. N. A. N. A. N. A.

13.2

ΩΩΩΩ

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



G G

CFECFE

Reconfiguración eléctrica de las refinerías

La demanda de energía y el incremento de producción en las

refinerías, repercute a realizar una reconfiguración eléctrica que:

Abastezca la demanda de carga de 100 MW a 140 MW en el perAbastezca la demanda de carga de 100 MW a 140 MW en el perííodo del odo del

2006 al 20102006 al 2010

Se considere una venta de excedentes de energSe considere una venta de excedentes de energíía ela elééctrica al Sistema ctrica al Sistema

ElElééctrico Nacionalctrico Nacional

Asegure: Asegure:

ConfiabilidadConfiabilidad en condiciones de contingencia con generadores en condiciones de contingencia con generadores

adicionalesadicionales

FlexibilidadFlexibilidad del esquema eldel esquema elééctrico con el mctrico con el míínimo de limitaciones nimo de limitaciones

operativasoperativas

Selectividad Selectividad en las protecciones elen las protecciones elééctricas de cada generador ctricas de cada generador

conectado a un bus de sincronizaciconectado a un bus de sincronizacióónn

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Problemática del sep típico de una refinería

Generales:

Existen equipos obsoletos que datan de los aExisten equipos obsoletos que datan de los añños 50os 50’’s, s, 6060’’s y 70s y 70’’s:s:

No existe No existe refaccionamientorefaccionamiento en el mercadoen el mercado

Operan con notables desventajas tecnolOperan con notables desventajas tecnolóógicas contra otros gicas contra otros

equipos modernos, en especial con CFE (sensibilidad y equipos modernos, en especial con CFE (sensibilidad y

velocidad)velocidad)

Aislamientos y mecanismos envejecidos provocan fallasAislamientos y mecanismos envejecidos provocan fallas

DiseDiseñños deficientes de los actuales sistemas provocan:os deficientes de los actuales sistemas provocan:

CaCaíídas de Voltajedas de Voltaje

ReducciReduccióón de capacidad de potencia de circuitos principalesn de capacidad de potencia de circuitos principales

ExposiciExposicióón a sobretensiones internas y atmosfn a sobretensiones internas y atmosfééricasricas

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Particulares:

TDP-1

S

TG1

40 MVA32 MW

TDP-2 TDP-3

TR-1

115/13.8 kV

15/20 MVA

TDP-271 BUS-A

TR-2

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

271-JM

18.75 MVA15 MW

BUS-B

TR-3

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

TBS

RX1 RX2 RX3 K01 K02

CFE 1 CFE 2 CFE 2

115 kV 230 kV 230 kV

0.3 Ω0.3 Ω 0.3 Ω

13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV

A8 A4 B8 B4 ID-1 42015 42015

A12

IS-1

B12

IS-2

ID-4

IS-3 IS-4

52FA10

IS-5

52FB10

IS-6

72010 7201072010

C8 C4

LT73980 LT73480 LT73480

26-HV-2021-A/B

13.8 kV

Isc3φ=31.5 kA Isc3φ=31.5 kA Isc3φ=31.5 kA Isc3φ=31.5 kA

Isc3φ=31.5 kA

Isc3φ=31.5 kA Isc3φ=31.5 kA

13.8 kV

16 Ω 16 Ω

SECA

S

TG2

40 MVA32 MW

S

TG2

40 MVA32 MW

S Punto de sincronización existente

Is Limiter

Actualmente fuera de servicioCFE1

Isc3 φCorriente de corto circuito trifásico

que soporta el bus

Sistema de Segregación de CargaSECA

Reactor limitador de Isc

Déficit de energía

Rehabilitación de generadores

Capacidad limitada de la acometida

Capacidad limitada en los niveles de

tensión

Caídas de tensión y capacidad

interruptiva

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Capacidad limitada de los niveles de tensión

G

23/34.5/69/115 kV23/34.5/69/115 kV

380115

24069

12034.5

8523

7013.8

254.16

POTENCIA

(MW)

VOLTAJE

(kV)

CARGA

TDP: BUS DE DISTRIBUCIÓN

TBS: BUS DE SINCRONIZACIÓN

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Capacidad y potencia interruptiva

Manejo de 100 MW en 13.8 kV

Nivel de corto circuito superior a los 750 MVA en los tableros de distribución

Saturación de circuitos

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Propuesta de seguimiento en la ingeniería…

… conceptual para la reconfiguración del SEP en refinerías

Validar capacidades de los equipos nuevos propuestos

Comprobar los resultados con los fabricantes de equipo eléctrico

Vaciar los resultados de los esquemas propuestos

Crear al menos dos diseños conceptuales como alternativas

Comprobar los resultados con los mímicos del SCOA y SECA

Vaciar los resultados en una matriz de operación

Simulación computacional para comprobar el SEP actual

Datos de contribuciones de corto circuito del SEN

Realizar una base de datos para corroborarlos

Levantamiento físico de equipos instalados

Pasos propuestos para la ingeniería conceptual en la reconfiguración












11

22

33

44

55

66

77

88

99

1010

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




… conceptual para la reconfiguración del SEP en refinerías

Pasos propuestos para la ingeniería conceptual en la reconfiguraciónPasos propuestos para la ingeniería conceptual en la reconfiguración

Siguientes fases del plan según los procedimientos del usuario

Tener listo el diagrama maestro del cual partirán los usuarios

Preparar el catélogo de conceptos, volumen de obra y cuestionarios

Realizar las especificaciones técnicas de los equipos requeridos

Planteamiento a los usuarios fases de implantación de la alternativa

Sustentar los resultados en un reporte técnico que auxilie al usuario

Sustentar el esquema propuesto con un cuadernillo de factibilidad

Transferir las conclusiones de la reunión en una matriz FODA

Proponer al usuario las ventajas y desventajas de ambos esquemas

Comparar los resultados del esquema actual vs. esquema propuesto










Comparar los resultados del esquema actual vs. esquema propuesto1111

1212

1313

1414

1515

1616

1717

1818

1919

2020

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Notas importantes:

Si hubiese necesidad de un re-estudio del análisis de los diseños propuestos, deberá recordar que los sistemas eléctricos dependen de un sistema de protecciones, un sistema de aterrizamiento y sustentándolo con un estudio de estabilidad transitoria.

• Algunos autores especialistas en el tema recomiendan tomar en cuenta los requerimientos de calidad y del comportamiento del nuevo sistema en diversas fases [Dunki Jacobs]

• Otros autores recomiendan tener un diagrama maestro que incluya el esquema de protecciones y el esquema de aterrizamiento adecuado [García Tevillo]

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Espiral ir: ingeniería para reconfiguración

económica

Análisis de

factibilidad

técnica

1

2

44

556688

1111

Evaluación

crítica de los

especialistas

que intervienen en el proyecto

Fases siguientes

de acuerdo a los

procedimientos

internos del

usuario

Análisis de

requerimientos

del SEP 33

99

1212

1313

1414

1515

1616

1717

1919

2020

Evaluación de

alternativas

propuestas,

identificación de

soluciones óptimas

Determinación de

alternativas con la

ingeniería conceptual,

identificación de

Normas aplicables,

simulaciones de los

modelos

77

1010

1818

Diseñador

del SEP

ESPIRAL “IR” [Registro en trámite. 2005]

Análisis de

factibilidad

económica

Análisis de

factibilidad

técnica

Evaluación crítica de

los especialistas

que intervienen en el

proyecto

Fases

siguientes

de acuerdo

a los

procedimien

tos internos

del usuario

Evaluación de

alternativas

propuestas,

identificación de

soluciones óptimas

Determinación de

alternativas con la


identificación de

Normas aplicables,

simulaciones de los

modelos

Diseñador

del SEP

Espiral propuesto para dar seguimiento en la Ingeniería

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Criterios y alternativas de solución…

… para la reconfiguración del SEP en las refinerías

Se debe considerar las Normas Internacionales (StdANSI/IEEE 141 y 242), que menciona los valores permitidos en caídas de tensión, corto circuito, capacidad interruptiva, sistema de aterrizamiento, entre otros.

Al realizar los pasos del 1 al 6 del Espiral “IR” en la simulación computacional de la mayoría de las refinerías, observamos que los valores de corto circuito trifásico (Isc3Φ) están en el orden de 22 kA para el bus que recibe la acometida y en el bus de sincronización, magnitud permitida, ya que el límite de dichos buses es de 28 kA, consideran un factor de seguridad de 10 % del total de diseño (31.5 kA).

Criterios de diseño

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Recomendaciones de usuario

1. La Isc3Φ en cualquiera de los buses instalados debe tener un factor de seguridad del 10% de la capacidad de diseño, es decir no exceder de 28 kA

2. Las caídas de tensión no deben exceder de ± 5%

3. Se debe considerar una carga de demanda en la refinería de 104 MW

Criterios de diseño&

Antes de iniciar con las propuestas de diseño, se consideró las recomendaciones típicas del usuario para realizar el análisis, las cuales fueron:

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]





4. Realizar el menor número de interrupciones al intentar implantar el esquema propuesto, es decir, conservar el numero de tableros de distribución existentes (TDP’s)

5. Evitar “cuellos de botella” en los circuitos de fuerza, es decir, no debe existir una saturación de transferencia de energía

6. Se debe cumplir con el factor de potencia que solicita el SEN (f. p. en el rango entre 0.9 y 0.99)

7. Reducir al mínimo la discriminación de cargas con el SECA


Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]





8. Aprovechar al máximo la infraestructura existente para reducir el costo de la inversión

9. El esquema propuesto deberá soportar un crecimiento futuro del 30% en niveles de carga con la integración de hasta dos generadores


De aquí partimos para crear diseños conceptuales que permiten cumplir con las normas y recomendaciones del usuario

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Las alternativas pueden ser desde decisiones sencillas hasta complejas:

Alternativas de solución propuestas

CB-1 CB-2 CB-3

TG120 MW

174 t/h 173 t/h 173 t/h

60 bar

19 bar

TG220 MW

Cond. Cond.

CB-4

0 t/h

180 t/h 180 t/h

Otros

185.5 t/h

1.5 t/h

Otros

27 t/h

40 t/h 40 t/h

67 t/h

B-001B

67 t/h

CB-5

0 t/h

140 t/h 140 t/h

B-001A

1. Continuar comprando energía al SEN

2. Instalar una planta de cogeneración que

alimente la demanda de energía eléctrica y

vapor de la refinería

3. Instalar un turbogenerador de

vapor

4. Instalar un turbogenerador de gas

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]





Estos esquemas no son bien conocidos por los usuarios de las refinerías

Parar el nuevo proceso de la refinería, para llevar a cabo la conexión del nuevo turbogenerador

Considerar que el mantenimiento es mayor si se quema diesel, además el recuperador de calor requerirá de sopladores de hollín

No se tiene una mejora en la eficiencia global de la refinería

Desventajas:

Se obtiene una mejora en la eficiencia global de la Refinería

Se mantiene el consumo de agua actual

Utilizar diesel y/o gas como combustibles en turbina de gasEstos esquemas son bien conocidos en las refinerías

Se reduce el consumo de combustible de la refinería (se ahorra el de una caldera de presión de media)

Utilizar combústoleo y/o gas como combustible en las calderas

Ventajas:

Adquirir el turbogenerador y sus equipos periféricosAdquirir el turbogenerador y sus equipos periféricos

La mejora del sistema eléctrico actualLa mejora del sistema eléctrico actual

Revisar la disponibilidad de gas y considerar la volatilidad de sus precios

Ampliar el sistema de enfriamiento en caso de que trabaje parcialmente a condensación. Esto implica aumentar el consumo

de agua de la Refinería

Rehabilitación de los generadores eléctricos y vapor existentes TG1 y TG2

Rehabilitación de los generadores eléctricos existentes TG1 y TG2

Un recuperador de calor para aprovechar los gases de combustión y generar vapor de 19 bar

Un generador de vapor adicional (180 t/h) para garantizar la producción y rehabilitación de los existentes

Esta alternativa requiere:

TURBOGENERADOR A GASTURBOGENERADOR A GASTURBOGENERADOR A GASTURBOGENERADOR A GASTURBOGENERADOR DE VAPORTURBOGENERADOR DE VAPORTURBOGENERADOR DE VAPORTURBOGENERADOR DE VAPOR

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Para la adquisición de un nuevo generador eléctrico es necesario plasmar los resultados de los análisis del SEP, en una matriz de operación como la que se muestra:


111011100TG4 [Nuevo]

011111110TG3 [Nuevo]

010101011271-JM

011100011TG2

111111111TG1

010011111SEN

2 TG’s, y SEN [off]

5 TG’s y SEN en op.

2 TG’s, TG3, TG4 y SEN [off]

3 TG’s, TG3 y

SEN [off]3 TG’s 4 TG’s

3a. Etapa

2a. Etapa

1a. Etapa

ActualFUENTE

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




21.9 kA

VD:

1.69 %

↑↑↑↑ 1

MW

TD 4

115 kV

115/13.8 kV

44.8 MVA

Z= 13.82%

TD CFE

13.8 kV TS-1

TD 1 TD 2 TD 3

115/13.8 kV

15/22.4 MVA

Z= 12.8/19.2 %

32 MW

TG 5

TD 7 TD 8

BUS TS

32 MW

TG 6

15 MW

TG 1

15 MW

TG 2

15 MW

TG 3

20 MW

TG 4

CFE

13.8 kV

Análisis del primer diseño conceptual:


Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Lo que debemos proponer como alternativa al realizar la ingeniería conceptual; tanto para la energía eléctrica como para el mejor aprovechamiento de vapor de la refinería.

Es contundente romper el paradigma de la resistencia a la integración de equipos eléctricos nuevos en el SEP actual con los mínimos cambios, ya que el mejorar el esquema trae consigo una serie de inversiones que en gran medida repercuten en la decisión del usuario


Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




… del SEP; su mejoramiento:

Retirar reactores existentes

Instalar turbogeneradores de una capacidad de 35 a 38 MW

Sustitución de tableros de distribución y lo requiriese del TBS

Instalar transformadores de potencia para transferencia de energía al TBS [en sustitución de los reactores]

Considerar la adquisición de bancos de capacitores para condiciones de contingencia

Según lo marcado en el “Espiral IR” comparar los resultados de los análisis computacionales del SEP actual Vs. Esquema propuestos de reconfiguración

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Espiral IR: reconfiguración eléctrica del SEP

En el “Espiral IR” se comparan los resultados de los análisis computacionales del SEP actual Vs. esquemas propuestos de reconfiguración eléctricaComunicar al usuario que existe la necesidad de implantar un nuevo nivel de distribución y emigrar de 13.8 kV a 34.5 kV o 115 kV, dependiendo la refinería y las condiciones de operaciónLa evaluación de esta reconfiguración debe ser avalado con reportes técnicos de análisis computacional del SEP y,Un análisis de factibilidad técnica-económicaNo siempre la mejor solución es realizar “adaptaciones o parches” al SEP hay que seguir contribuyendo en la disolución de alternativas.

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Evaluación técnica de las alternativas…

… para integrar dos generadores al SEP























11

22

33

44

55

66

77

88

99

1010

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Pasos propuestos para la ingeniería conceptual en la reconfiguraciónPasos propuestos para la ingeniería conceptual en la reconfiguración










Comparar los resultados del esquema actual vs. esquema propuesto










Comparar los resultados del esquema actual vs. esquema propuesto1111

1212

1313

1414

1515

1616

1717

1818

1919

2020

… continuación

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




económica

Análisis de

factibilidad

técnica

1

2

44

556688

1111

Evaluación

crítica de los

especialistas

que intervienen en el proyecto

Fases siguientes

de acuerdo a los

procedimientos

internos del

usuario

Análisis de

requerimientos

del SEP 33

99

1212

1313

1414

1515

1616

1717

1919

2020

Evaluación de

alternativas

propuestas,

identificación de

soluciones óptimas

Determinación de

alternativas con la


identificación de

Normas aplicables,

simulaciones de los

modelos

77

1010

1818

Diseñador

del SEP

ESPIRAL “IR” [Registro en trámite. 2005]

Análisis de

factibilidad

económica

Análisis de

factibilidad

técnica

Evaluación crítica de

los especialistas

que intervienen en el

proyecto

Fases

siguientes

de acuerdo

a los

procedimien

tos internos

del usuario

Evaluación de

alternativas

propuestas,

identificación de

soluciones óptimas

Determinación de

alternativas con la


identificación de

Normas aplicables,

simulaciones de los

modelos

Diseñador

del SEP

Espiral propuesto para dar seguimiento en la Ingeniería

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Como parte del análisis se evaluaron siete alternativas

para integrar dos unidades de generación e integrar

armónicamente el nuevo sistema

Transformadores de unidad con el Bus A y Bus B unidos por dos reactores y el tablero TDP-3

7

Alternativa del Nodo de 230 kV6

Conexión del TG3 y TG4 a los buses Ay B respectivamente5

Conexión TG3 y TG4 directamente al bus de 34.5 kV4

Conexión TG3 con TDP-3 y TG4 directamente al TBS [34.5 kV]3

Conexión de acometida de CFE al bus de sincronización de 34.5 kV2

Bus de sincronización de 230 kV1

Descripción#

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Criterios de diseño de las alternativas:

Capacidad.

• Cubrir la demanda actual y futura [100 MW/140 MW

• Las acometidas del SEN deben abastecer 40 MW cada circuito

Flexibilidad.

• Flujo óptimo de energía con caídas de tensión menores a ± 5%

• Se deben evitar los “cuellos de botella”

Seguridad.

• Capacidad de tableros instalados con margen de seguridad del 12%

• El esquema debe cumplir la relación X0/X1 ≤ 10, en la simulación para evitar la generación de un sobrevoltaje

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Criterios de diseño de las alternativas:

Eficiencia.

• Factor de potencia debe ser 0.9 ≤ FP ≤ 0.99, para evitar penalizaciones por parte del SEN

• Reducir al mínimo la discriminación de cargas

Confiabilidad.

• cada bus de cargas debe quedar asociado con dos alimentadores principales, para que en caso de falla de uno de ellos, el alimentador

restante pueda alimentar el 100% de las cargas del bus.

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Bus de sincronización de 230 kVSimulación de alternativa 1.

In 1250 A

BUS-A Isc3φ=31.5 kA

25

MW

16 MVAR

In 2500 A

TG-203

16 Ω

In 2500 A

BUS-B Isc3φ=31.5 kA

25

MW

16 MVAR

In 2500 A

TG-204

16 Ω

In 2500 A

TDP-2Isc3φ=31.5 kA

20

MW

In 2500 A

TG-202

16 Ω

TDP-3 Isc3φ=31.5 kA

6

MW

16 Ω

271-JM

TDP-1 Isc3φ=31.5 kA

20

MW

In 2500 A

TG-201

16 Ω

230/13.8 kV

30 MVA

Z= 13%

230/13.8 kV

30 MVA

Z= 13%

230/13.8 kV

30 MVA

Z= 13%

230/13.8 kV

30 MVA

Z= 13%

230/13.8 kV

30 MVA

Z= 13%

TBS

230 KV

In 3150 AIn 3150 AIn 1250 AIn 1250 AIn 1250 A

59N

TR-2TR-3TR-4TR-5TR-6

En condiciones de

falla:

• Icc en Bus A: 25 kA

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Simulación de alternativa 2.Conexión de acometida de CFE al bus de sincronización de 34.5 kV

16 MVAR

TBS

Isc3φ=31.5 kA

BUS-A BUS-B3150 A


25

MW

25

MW

16 MVAR

In 1250 A

In 3150 A

3150 A

72010

CFE 1230 kV

LT73480

In 1250 A

1250 A

Isc3φ=31.5 kA

SS

13.8/34.5 kV

20 MVA

Z= 9.5%

In 1250 A

In 1250 A

13.8/34.5 kV

30 MVA

Z= 13%

13.8/34.5 kV

30 MVA

Z= 13 %

ITRN-TBS

34.5 KV

16 Ω23034.5 kV

75 MVA

Z= 17%

TG-204

SIn 1250 A

TDP-1

TG-201

TDP-2

In = 2500 A

TG-202

1250 A

In = 2500 A

Isc3φ=31.5 kA

20

MW20

MW

S

SS

SSS

In = 2500 A

2500 A

In = 2500 A

2500 A

13.8/34.5 kV

30 MVA

Z= 9.5%

13.8/34.5 kV

30 MVA

Z= 9.5%

In 1250 A In 1250 A

16 Ω16 Ω

16 Ω16 Ω

271-JM

16 Ω

In 1250 A

S

16 Ω

TG-203

16 Ω

6

MW

TDP-3

S

In 1250 A

In 1250 A 2500 A

In 1250 A

TR-5

TR-9

TR-4TR-6 TR-7

TR-8

Isc3φ=31.5 kA

16 Ω

S

16 Ω

S

S

CFE 2230 kV

72010

LT73480

In 3150 A

230/34.5 kV

75 MVA

Z= 17%

TR-10

In 1250 A

16 Ω16 Ω

En condiciones de falla:

• Icc en Bus A: 28.8 kA

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Simulación de alternativa 3.Conexión TG3 con TDP-3 y TG4 directamente al TBS [34.5 kV]

In 1250 A

16 MVAR

TBS Isc3φ=31.5 kA

BUS-A

TR-2

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

BUS-B

TR-3

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

CFE 2 CFE 2

230 kV 230 kV

3150 A 3150 A

72010 72010

LT73480 LT73480


16 Ω 16 Ω

25

MW

25

MW

16 MVAR

In 3150 A

In 1250 A

In 3150 AS S

271-JM

In 1250 A

16 Ω

S

16 Ω

In 1250 A

S1250 A

Isc3φ=31.5 kA

SS

16 Ω

TG-203

13.8/34.5 kV

54.6 MVA

Z= 9.5%

13.8/34.5 kV

20 MVA

Z= 9.5%

In 1250 A In 1250 A

13.8/34.5 kV

55 MVA

Z= 13%13.8/34.5 kV

55 MVA

Z= 13%

ITRN-TBS

34.5 KV

16 Ω16 Ω

13.8/34.5 kV

54.6 MVA

Z= 9.5%

16 Ω

TG-204

SIn 1250 A

TDP-1

TG-201

TDP-2

2500 A

TG-202

1250 A

2500 A

Isc3φ=31.5 kA

20

MW20

MW

S

SS

SSS

2500 A

2500 A

2500 A

2500 A 13.8/34.5 kV

30 MVA

Z= 9.5%

13.8/34.5 kV

30 MVA

Z= 9.5%

In 1250 A

6

MW

TDP-3

S

In 1250 A

16 Ω16 Ω

In 2500 A

In 2500 AIn 2500 A

3150 A

In 2500 A

16 Ω

16 Ω

TR-9

TR-5

TR-4

TR-8TR-6

TR-7

TR-10

Isc3φ=40 kA

En condiciones de

falla:

• Icc en TDP-3: 30 kA


Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Simulación de alternativa 4.Conexión TG3 y TG4 directamente al bus

de 34.5 kV

In 1250 A

34.5 KV

16 MVAR

TBS Isc3φ=31.5 kA

BUS-A

TR-2

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

BUS-B

TR-3

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

CFE 2 CFE 2

230 kV 230 kV

3150 A 3150 A

72010 72010

LT73480 LT73480


16 Ω 16 Ω

25

MW

25

MW

16 MVAR

In 3150 A

In 1250 A

In 3150 AS S

271-JM

In 1250 A

16 Ω

S

16 Ω

In 1250 A16 Ω

TG-203

16 Ω

S

16 Ω

16 Ω

TG-204

SIn 1250 A

SS

TDP-1

TG-201

TDP-2

2500 A

TG-202

1250 A 1250 A

2500 A


20

MW20

MW

6

MW

TDP-3S

SS

SSS

2500 A

2500 A

2500 A

2500 A

13.8/34.5 kV

54.6 MVA

Z= 9.5%

13.8/34.5 kV

54.6 MVA

Z= 9.5%

13.8/34.5 kV

20 MVA

Z= 9.5%

13.8/34.5 kV

30 MVA

Z= 9.5%

13.8/34.5 kV

30 MVA

Z= 9,5%

In 1250 A In 1250 A

13.8/34.5 kV

55 MVA

Z= 9.5%13.8/34.5 kV

55 MVA

Z= 9.5%

ITRN-TBS

In 1250 AIn 1250 A

16 Ω16 Ω

In 2500 AIn 2500 A

16 Ω

16 Ω16 Ω TR-271JM

TR-A

TR-B

TR-204 TR-203

TR-202TR-201



Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Simulación de alternativa 5.Conexión del TG3 y TG4 a los buses A y B

respectivamente

16 Ω

16 Ω

TBS

ITRN-TBS

34.5 KV Isc3φ=31.5 kA

SIn 1250 A

TDP-1

TG-201

TDP-2

2500 A

TG-202

2500 A


20

MW

20

MW3

MW

SSSS2500 A

2500 A

2500 A

2500 A

13.8/34.5 kV

20 MVA

Z= 9.5%

16 Ω16 Ω

1250 AS

In 1250 A

13.8/34.5 kV

30 MVA

Z= 9.5%16 Ω

1250 A S

In 1250 A

16 Ω

13.8/34.5 kV

30 MVA

Z= 9.5%

BUS-B

16 Ω

16 MVAR

3150 AIsc3φ=31.5 kA

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

TR-3

CFE 2

230 kV

72010

LT73480

16 Ω

In 3150 AS

S

25

MW

In 3150 A

TG-204

In 1250 A

In 2500 A

13.8/14.8 kV

50/55 MVA

Z= 22%

16 Ω

TR-5

BUS-A

16 MVAR

3150 AIsc3φ=31.5 kA

In 3150 A S

S

25

MW

In 3150 A

In 1250 A

271-JM

TR-10TR-9TR-8

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17<%

TR-2

CFE 2

230 kV

72010

LT73480

16 Ω

16 Ω

13.8/34.5 kV

55 MVA

Z= 23%16 Ω

TR-6 TR-7

16 Ω

TG-203

In 2500 A

13.8/14.8 kV

50/55 MVA

Z= 22%

16 Ω

TR-4

5 x 750 kCM5 X 750 kCM

2 X 500 kCM2 X 500 kCM2 X 500 kCM2 X 500 kCM2 X 500 kCM

S S S S

13.8/34.5 kV

55 MVA

Z= 23 %

TDP-3



Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




TDP-2

BUS-A

TR-2

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

BUS-B

TR-3

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

3150 A 3150 A

CFE 2230 kV

LT73480

CFE 2230 kV

LT73480


16 Ω 16 Ω

25

MW

25

MW

16 MVAR

In 3150 A

In 1250 A In 1250 A

In 3150 A

In 1250 AS

S S

16 Ω

2500 A

16 Ω16 Ω

20

MW

TDP-1

16 MVARS

16 Ω

2500 A

16 Ω16 Ω

20

MW

In 1250 ATDP-3

S

16 Ω

2500 A

16 Ω16 Ω

6

MW

In 1250 A

S S

TG-271JM TG-201 TG-202

S

16 Ω

2500 A

16 Ω16 Ω

230/13.8 kV

55 MVA

Z= 22%

TG-203

S

S

SS

16 Ω

2500 A

16 Ω16 Ω

230/13.8 kV

55 MVA

Z= 22%

TG-204

S

13.8/14.8 kV

46 MVAZ= 22%

13.8/14.8 kV

20g MVAZ= 22%

13.8/14.8 kV

46 MVAZ= 22%

En condiciones de

falla:


Simulación de alternativa 6.Alternativa del Nodo de 230 kV

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Simulación de alternativa 7.Transformadores de unidad con el Bus A y

Bus B unidos por dos reactores y el tablero TDP-3

CFE 2

BUS -B

TR -3

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

230 kV

3150 A

42015

72010

LT73480

Isc3 φ=31.5 kA

16 Ω

25

MW

16 MVAR

In 3150 AS

In 1250 A

0.4 Ω

TG-204

BUS -A

TR -2

230/13.8 kV

75 MVA

Z= 17%

CFE 2

230 kV

3150 A

42015

72010

LT73480

Isc3 φ=31.5 kA

16 Ω

25

MW

16 MVAR

In 3150 AS

In 1250 A

0.9 Ω

TG-203

In 2500 A

16 Ω16 Ω

16 Ω

13.8/14.8 kV

54.6 MVA

Z= 22%

In 2500 A

In 1250 A

In 2500 A

16 Ω16 Ω

16 Ω

13.8/14.8 kV

54.6 MVA

Z= 22%

0.4 Ω

TG-202

20

MW

16 Ω

2500 A

2500 A

16 Ω16 Ω

13.8/14.8 kV

46 MVA

Z= 20%

In 2500 A

In 2500 A

In 2500 A

20

MW

2500 A

In 2500 A

6

MW

0.9 Ω

TR -4

TR -8

TR -5

TG -201

16 Ω

2500 A

16 Ω16 Ω

13.8/14.8 kV

46 MVA

Z= 20%

TR-6

TG -271JM

16 Ω

1250 A

16 Ω16 Ω

13.8/14.8 kV

20 MVA

Z= 20%

TR -7

TDP-2 TDP-3 TDP-12500 A 2500 A

En condiciones de

falla:


Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




10,112,500Transformadores de unidad7

20,325,000Nodo de 230 kV6

14,806,800TG203 al Bus A y TG204 al Bus B5

16,656,600TG203 y TG204 al TBS de 34.5 kV4

17,445,800TG203 en TDP3 y TG204 al TBS de 34.5 kV3

16,229,000Acometida de CFE al TBS de 34.5 kV2

23,740,000TBS de 230 kV1

Costo

(USD)

DescripciónOrden con respecto

al grado de

beneficio técnico

Máx

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




La alternativa que requiere la instalación de

transformadores de unidad, presentó el costo más

económico con respecto a las otras alternativas. Su

costo es de $10, 112,500.00 USD.

Las alternativas que requieren la instalación de un bus de

sincronización de 34.5 kV tienen un costo que fluctúa de

$ 14, 806,800.00 USD a $ 17, 445,800.00 USD.

La opción de la implantación de un nodo en 230 kV cuesta

$ 20, 325,000.00 USD.

Finalmente, la alternativa que implica la instalación de un

bus de sincronización de 230 kV, fue la más costosa, su

costo es del orden de $ 23, 740,000.00 USD

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




47’905,265TOTAL en millones de dólares (USD)

10’935,645ELEVACIÓN NIVEL VOLTAJE A 34.5 KV SUBTOTAL(3)

6’276,000INTEGRACIÓN A SCOA y SECA SUBTOTAL (2)

30’693,620TURBOGENERADOR DE GAS Y RECUPERADOR DE CALOR SUBTOTAL(1)

Inversión Total del proyecto

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Fases de implantación y riesgos …

La opción de implantar un bus de sincronización como alternativa elegida en el usuario, requiere de un programa de implantación por fases o etapas dentro del SEP

Riesgo de no realizar el proyecto

Los riesgos de no efectuar el proyecto implican la dependencia de la refinería con el SEN por la importación de energía eléctrica a un precio elevado (158.93 USD/MWh como mínimo); posibles emergencias por falla de energía eléctrica o por segregación de cargas, ocasionando paros de plantas de proceso al no contar con los servicios auxiliares necesarios para su operación y el incumplimiento de los programas de producción.

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Para implantar un arreglo que difiera del primer diseño conceptual y mejore la flexibilidad, seguridad y confiabilidad del SEP se requieren los siguientes cambios:

Retirar reactores existentesInstalar turbogeneradores de una capacidad de 35 a 38 MWSustitución de tableros de distribución y lo requiriese del TBSInstalar transformadores de potencia para transferencia de energía al TBS [en sustitución de los reactores]Considerar la adquisición de bancos de capacitores para condiciones de contingenciaSegún lo marcado en el “Espiral IR” comparar los resultadosde los análisis computacionales del SEP actual Vs. Esquema propuestos de reconfiguración

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]




Según lo marcado en el “Espiral IR” comparar los resultados de los

análisis computacionales del SEP actual Vs. Esquema propuestos de

reconfiguración eléctrica

Comunicar al usuario que existe la necesidad de implantar un nuevo

nivel de distribución y emigrar de 13.8 kV a 34.5 kV o 115 kV,

dependiendo la refinería y las condiciones de operación

La evaluación de esta reconfiguración debe ser avalado con reportes

técnicos de análisis computacional del SEP y,

Un análisis de factibilidad técnica-económica

No siempre la mejor solución es realizar “adaptaciones o parches” al

SEP hay que seguir contribuyendo en la disolución de alternativas.

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Conclusiones finales

el esquema actual de las refinerías no tienen la capacidad

suficiente para recibir la integración de dos generadores

adicionales de 42.6 MW ISO

los tableros tienen una capacidad de corto circuito de

31.5 kA

La implantación de un bus de sincronización de 34.5 o 230

kV son las opciones que permiten obtener el mayor grado

de capacidad, flexibilidad, seguridad y confiabilidad en el

sistema.

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Conclusiones finales

Para llevar a cabo una reconfiguración de sistemas

eléctricos de una refinería es necesario reunir las

opiniones de diversos especialistas que intervengan en el

campo de modernizaciones de esta magnitud.

Las sugerencias multidisciplinarias en cada proyecto se

ven reflejadas al realizar especificaciones técnicas, que

es el paso 17 del espiral IR.

El preparar el catalogo de conceptos, volumen de obra y

cuestionarios técnicos (paso 18) para el proceso de

licitación de equipos eléctricos es otra fase de la

reconfiguración que esta dentro de los procedimientos

que tienen las refinerías para adquirir sus equipos y esta

basada en gran parte de la IngenierIngenierIngenierIngenieríííía Ela Ela Ela Elééééctricactricactricactrica.

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Justificación

En la actualidad las refinerías operan con riesgos latentes.

Saturación de los medios de transito para los circuitos de

fuerza (ductos y charolas), provocando degradación del

cable por calentamientos

Distribución de la carga

Operación de tableros espalda con espalda, obsolescencia

de equipos

Tecnología empleada en tableros

Por la existencia de reactores limitadores de corriente y

falta de cambiadores de derivaciones bajo carga

Problemas de regulación de tensión

Pagan facturas a CFE en millones de pesos. Se

sobreexcitan a los generadores eléctricos

Manejo inadecuado de reactivos

Falla en la refinería RADJ, RFM, REMHISobretensiones por resonancia

Falla en CPG Ciudad PemexCirculación de corrientes de secuencia (-)

Operan con neutros flotados en las refineríasAterrizamiento del neutro

Instalan nuevas plantas sin reservar el factor de seguridad

de los equipos eléctricos críticos

Crecimiento de la demanda de carga

Los sistemas se diseñaron para operar aisladosArreglo del sistema eléctrico original

RiesgoAntología

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Otros sistemas de potencia en México

En Refinerías (6 en el país)

Típico de 100 MW en 13.8 kV

En CPG’s (8 en el país)

Típico de 55 MW

En Plataformas ( > 15 en el país)

Típico de 20 MW

SEP típico

Generación de 300 MW @ 230 kV y 400 kV

SEP típico

Generación de 50 MW @ 83 kV

Ing. Ivan Ruiz F.

/ [email protected]



Fin de la presentaciFin de la presentaciFin de la presentaciFin de la presentacióóóónnnnIng. Luis Ivan Ruiz Flores

[email protected]

QUITO, ECUADOR

GRACIAS POR SU ATENCIÓN…

ref i nacion mexico 2012 ivan ruiz

Documents