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Restablecimiento ante colapso total mediante la
Central Geotermoeléctrica “Los Humeros”
Miguel Arturo Penagos Ruiz Zona de Operación de Transmisión Poza
Rica - Teziutlán
CFE Transmisión
Poza Rica Ver., México
Marilyn Barragán Castañeda Instituto Tecnológico Superior de Poza
Rica
Poza Rica Ver., México
Enrique Nava García
Zona de Operación de Transmisión Poza
Rica - Teziutlán
CFE Transmisión
Poza Rica Ver., México
Resumen—Se evalúa la factibilidad de restablecer una parte de
la red eléctrica de la Zona de Operación de Transmisión Poza Rica
– Teziutlán mediante la Central Geotermoeléctrica los Humeros
simulando las maniobras necesarias en estado estacionario y
transitorio.
I. INTRODUCCIÓN
La operación en tiempo real del Sistema Eléctrico Nacional contempla la ejecución de los planes operativos y ante la ocurrencia de eventos no planeados requiere de la toma de decisiones en el momento. Esta es una labor muy demandante de atención y preparación para reaccionar de la forma más adecuada para mantener el sistema eléctrico de potencia operando satisfactoriamente.
Las Áreas de Control del CENACE y las Zonas de Operación de Transmisión son responsables de preparar un plan de restablecimiento de su área de influencia ante la ocurrencia de un colapso total en el Sistema Eléctrico Nacional. En general, durante las etapas tempranas de un procedimiento de restablecimiento, la prioridad es alimentar los servicios propios de las Centrales de Generación y de las Subestaciones que permitan restablecer el suministro de energía eléctrica a los usuarios de la manera más segura y rápida, manteniendo las variables de voltaje y frecuencia dentro de los límites operativos de los equipos. Se considera también la prioridad de alimentar los centros de carga urbanos.
En particular, las unidades de generación 9 y 10 de la Central Geotermoeléctrica Los Humeros, por su capacidad de generación (25 MW cada una), su capacidad de operación en modo isla y modo de regulación de frecuencia al tomar carga, son relevantes para ser consideradas en las primeras etapas del restablecimiento ante colapso total del sistema eléctrico. [1]
II. CENTRAL GEOTÉRMICA LOS HUMEROS
A. Plantas Geotermoeléctricas
La energía geotérmica es aquella que se puede obtener
mediante el aprovechamiento del calor del interior de la Tierra.
Su principal uso es la generación de energía eléctrica.
Las plantas geotermoeléctricas se pueden clasificar en tres tipos
acuerdo a la temperatura y presión del vapor y son:
Reservas de vapor seco, donde el vapor entra
directamente a la turbina ya que la temperatura y la
presión son lo suficientemente altas para generar vapor
seco.
Reservas de agua caliente, donde se extrae el agua
caliente y al variar la presión parte de ella se convierte
en vapor y se separa del agua , para llevar el vapor a la
entrada de la turbina.
Reservas de baja y media temperatura, en este tipo de
reservas es comun hacer pasar el agua de media o baja
temperatura a través de un intercambiador de calor
donde se usa para evaporar un segundo fluido de
trabajo, el cual tiene un punto de fusión mas bajo que el
agua y se transforma en vapor para impulsar a la
turbina y generar electricidad. A estas plantas de
generación se les conoce como plantas binarias. [2]
B. Proyecto Geotermoeléctrico Los Humeros
El campo geotérmico de Los Humeros se encuentra
localizado en el extremo oriental del Cinturón Volcánico
Mexicano, aproximadamente a 200 km de la ciudad de México
(Figura 1) Los primeros trabajos de exploración se iniciaron en
1968 y en 1981 fue perforado el primer pozo. En mayo de 1990
comenzó la explotación con fines comerciales. En el 2010
contaba con ocho unidades generadoras, de 5 MW cada una. [3]
La Central cuenta actualmente con dos unidades generadoras de
25 MW que fueron instaladas y puestas en servicio en los años
RVP-AI/2015 SIS-02 PONENCIA RECOMENDADA
POR EL COMITE DE SISTEMAS DE POTENCIA DEL
CAPITULO DE POTENCIA DEL IEEE SECCION
MEXICO Y PRESENTADA EN LA REUNION INTERNACIONAL DE VERANO, RVP-AI/2015,
ACAPULCO GRO., DEL 19 AL 25 DE JULIO DEL 2015.
SIS-02
PON 04
012 y 2013, también cuenta con tres unidades de 5 MW,
sumando a la fecha una capacidad instalada de 65 MW. Se
encuentra en ejecución el proyecto Los Humeros III para la
instalación de dos unidades de 25 MW cada una y la baja de las
unidades de 5 MW restantes debido a su baja eficiencia. En total
se proyecta una capacidad instalada de 100 MW para el año
2017.
III. ETAPAS DEL PROCEDIMIENTO DE RESTABLECIMIENTO
Para la evaluación de factibilidad del procedimiento se requieren
simulaciones en estado estacionario y transitorio del
comportamiento del Sistema Eléctrico de Potencia involucrado
en las etapas 2 y 3, mostradas en la figura 1. En las etapas (2-4) el
control de frecuencia se realiza mediante las unidades 9 y 10 de
la Central Geotermoeléctrica.
En la etapa 5, la Zona de Operación se interconecta al resto del
sistema en los puntos donde se dispone de verificación de
sincronismo, y el control de frecuencia es realizado desde
centrales hidroeléctricas grandes. [1]
El procedimiento de restablecimiento se puede practicar mediante
el Simulador de Entrenamiento a Operadores (DTS, Dispatcher
training simulator), disponible en el Sistema de Información en
Tiempo Real Administración y Control de Energía
(SITRACEN), para lo cual se preparan sesiones de
entrenamiento en las que se considera la interacción y
comunicación entre los operadores de los Centros de Control y
Estaciones, se simulan las variaciones en la demanda, las rampas
de generación de las unidades generadoras con respecto al
tiempo.
Fig. 1. Etapas del procedimiento de restablecimiento ante colapso total del Sistema Eléctrico de Potencia.
IV. ANÁLISIS EN ESTADO ESTACIONARIO
A. Flujos de potencia
El propósito general de un sistema eléctrico de potencia, es satisfacer continuamente la potencia eléctrica requerida por los consumidores. Durante el restablecimiento del servicio eléctrico existen varias restricciones que deben cumplirse; los niveles de voltaje y frecuencia deben mantenerse dentro de cierta tolerancia, las líneas de transmisión deben operar dentro de sus límites térmicos y de estabilidad. El análisis conocido como Estudio de Flujos de Potencia sirve para determinar los valores de voltajes y de flujos de Potencia activa y reactiva en estado estable del sistema eléctrico de potencia dadas las inyecciones de potencia real y reactiva en los nodos de generación, así como las demandas en los nodos de consumo.
Para tal efecto la red eléctrica es modelada por un conjunto de nodos interconectados por medio líneas de transmisión y transformadores, además se tienen generadores, cargas y elementos de compensación, los cuales inyectan o toman potencia compleja de la red eléctrica. [1] [4]
Se realizaron las simulaciones en estado estacionario de los
cambios en la topología de la red eléctrica producto de las
maniobras que realizaría un operador al aplicar el procedimiento
de restablecimiento. En todo momento se vigila que el voltaje y
los flujos de potencia en las ramas se encuentren dentro de los
límites que garantizan su correcto funcionamiento. [1]
B. Arranque Negro con la Central Geotermoeléctrica “Los
Humeros”
Se simula el colapso total en la red y se restablece la carga de las
principales subestaciones de la red mediante la Central
Geotermoeléctrica Los Humeros, determinando factibles las
siguientes maniobras y estrategias operativas:
i. Verificación del Colapso Total del Sistema Eléctrico y
de que las unidades 9 y 10 de la Central
Geotermoeléctrica Los Humeros quedan operando en
Modo Isla. En éste punto los enlaces con otras Zonas de
Operación se verifican abiertos, se confirma que se trata
de un colapso total y se pone en marcha el
procedimiento de restablecimiento.
ii. Se energizan las subestaciones Humeros Dos, Humeros
Tres y Teziutlán, para alimentar 5 MW del circuito de
Distribución que alimenta el repetidor de voz y datos de
la Zona Teziutlán.
iii. Se procede a alimentar la carga de la subestación
Teziutlán Dos y a energizar el bus de 115 kV de la
subestación Papantla Potencia (PPT, subestación de
transformación de 400/115 kV, 375MVA), alimentando
también la carga radial de la subestación Entabladero y
el repetidor de voz y datos Mecatlán.
iv. Se energiza la Subestación Tajín para alimentar la carga
de servicios propios de la subestación Papantla
Potencia. v. Se energiza el bus de 115 kV de la Subestación Poza
Rica Uno. Con esta maniobra se energizan las
subestaciones de la ciudad de Poza Rica (Poza Rica
Tres, Palmas, Cazones y Tepeyac), alimentándose 5 MW de carga en las subestaciones Palmas y Tepeyac,
incluyendo los servicios propios del Centro de Control
de la Zona de Operación de Transmisión Poza Rica –
Teziutlán, se alimenta también la carga de servicios
propios de la Central de Ciclo Combinado Poza Rica
(capacidad de generación de 240 MW) a través del
transformador de arranque (PRI T8), así como los
servicios propios de la Subestación Poza Rica Dos a
través del transformador PRI T9. vi. Se cierra el anillo entre las subestaciones Tepeyac y
Tajín. Se continúa tomando carga de las subestaciones
principales cerrando circuitos de Distribución hasta
llegar a 27 MW entre las subestaciones Palmas, Cazones
y Tepeyac y 4 MW en la subestación Poza Rica Tres.
Con esto se concluye la primera etapa del
restablecimiento mediante la Generación de la Central
Geotermoeléctrica Los Humeros. [1]
V. ESTABILIDAD TRANSITORIA
A. Estabilidad transitoria
Se dice que un sistema de potencia es transitoriamente estable
para una condición de operación en estado estable específica y
para un disturbio en particular, si al ocurrir ese disturbio se logra
una nueva condición de operación en estado estable adecuada.
Para conocer la respuesta dinámica de esta central durante el
procedimiento de restablecimiento, se utilizan los modelos
estandarizados del grupo turbina-generador, gobernador de
velocidad, excitador y estabilizador de potencia mostrados en la
Fig. 2. [4] [5]
Fig. 2. Modelo del Generador y sus controles
B. Modelo del grupo turbina-generador
Los generadores son de tipo rotor sólido o cilíndrico, utilizándose el modelo GENROU del simulador de Sistemas Eléctricos de Potencia PSS®E.
La siguiente tabla muestra los datos necesarios para la aplicación del modelo GENROU. Los valores de Xd, Xq, X’d, X’q,X’’d,X’’q,Xl, H y D ( constante de amortiguamiento) están en pu con referencia a los MVA base de la maquina, las reactancias deben de ser reactancias no saturadas. El valor de la reactancia subtransitoria en el eje de cuadratura debe ser igual a la reactancia subtransitoria en el eje directo. [6]
TABLA I. Parámetros del modelo GENROU HMS U10, U09
CONS Valores Descripción
J 6.9 s T'do constante de tiempo transitoria en eje directo en circuito abierto
J+1 1.5 s T'qo, constante de tiempo transitoria en eje de cuadratura en circuito abierto
J+2 0.05 s T''do, constante de tiempo subtransitoria en eje directo en circuito abierto
J+3 0.21 s T''qo, constante de tiempo subtransitoria en eje de cuadratura en circuito abierto
J+4 4.22 H, constante de inercia
J+5 0 D, constante de amortiguamiento
J+6 1.76 pu Xd Reactancia síncrona en eje directo
J+7 1.61 pu Xq Reactancia síncrona en eje de cuadratura
J+8 0.27 pu X'd , Reactancia transitoria en eje directo
J+9 0.32 pu X'q , Reactancia transitoria en eje de cuadratura
J+10 0.2 pu X''d=X''q, Reactancia subtransitoria en eje directo y de cuadratura
J+11 0.134 pu
Xl, Reactancia de dispersión
J+12 0.1 S(1.0), factor de saturación a 1.0 pu
J+13 0.414 S(1.2), Factor de saturacíon a 1.2 pu
Los valores resaltados en la TABLA I fueron calculados a partir de los datos técnicos de las unidades 9 y 10 de la Central Geotermoeléctrica Humeros. [1] [7]
Se obtuvieron los valores de corriente de campo en la curva de saturación sin carga (IFNL) sobre la curva de circuito abierto a los valores de 1.0 y 1.2 pu sobre el eje de voltaje de armadura. Así como los valores de IFNL sobre la línea de entrehierro a 1.0 y 1.2 pu sobre el eje de voltaje de armadura. Además se obtuvo el punto de corriente de campo (IFSC) sobre la línea de impedancia síncrona o de corto circuito. A continuación se muestran los valores obtenidos en [1]:
Los factores de saturación S(1) y S(1.2) se obtuvieron de la curva de saturación proporcionada por el fabricante.
TABLA II. Valores IFNL e IFNL(ag) a 1 y 1.2 pu voltaje de linea
Voltaje de linea IFNL (curva de
saturación) IFNL(ag) (Linea de
entrehierro)
1.0 pu (13.8 kV) 374 A 340 A
1.2 pu (16.56 kV) 573 A 405 A
TABLA III. Valores IFSC a 1 pu corriente de linea
Corriente de linea IFSC (Linea de corto circuito)
1.0 pu (1245.8 A) 600 A
Aplicando las formulas y sustituyendo los valores de la tabla II
se tiene que S(1.0) y S(1.2): [1]
𝑆(1.0) =𝐼𝐹𝑁𝐿1.0𝑝𝑢 − 𝐼𝐹𝑁𝐿(𝑎𝑔)1.0𝑝𝑢
𝐼𝐹𝑁𝐿(𝑎𝑔)1.0𝑝𝑢
(1)
𝑆(1.2) =𝐼𝐹𝑁𝐿1.2𝑝𝑢 − 𝐼𝐹𝑁𝐿(𝑎𝑔)1.2𝑝𝑢
𝐼𝐹𝑁𝐿(𝑎𝑔)1.2𝑝𝑢
(2)
C. Cálculo de la constante de Inercia (H)
Existen diversas maneras de calcular este parámetro, debido a que solo se cuenta con el momento de Inercia en kg.m2, se aplica la siguiente formula. [1]
𝐻 =𝐼𝜔𝑛
2
𝑆 (3)
Donde:
H= Constante de inercia
𝜔𝑛 = Velocidad mecánica en rad/s (377 rad/s)
S= Potencia nominal en VA
𝐻 =(1768 𝑘𝑔. 𝑚2)(377 𝑟𝑎𝑑/𝑠)2
29 777 777 𝑉𝐴= 4.22
D. Modelo de los controles de los generadores
El regulador de voltaje o excitador de las unidades 9 y 10 de la Central Los Humeros, corresponde al modelo AC8B para excitadores, este tipo de excitadores son de sistemas de excitación con alternador y rectificador. El estabilizador de potencia de las Unidades 9 y 10 cuenta con dos modos de operación de acuerdo a los modelos estandarizados de IEEE. Estos pueden ser el modelo PSS2B o el PSS3B. De acuerdo al Manual de Operación y Mantenimiento del Sistema de excitación y sincronización de las unidades, el estabilizador de potencia de las unidades de Humeros opera de acuerdo al modelo PSS2B. Para el gobernador de velocidad se utilizó el modelo IEEE TGOV1, este modelo es para gobernadores de turbogeneradores que funcionan con vapor. [1] [6] Las constantes de los modelos del excitador, estabilizador de potencia y gobernador de velocidad se muestran en [1].
E. Esquemas de protección de sistema en simulaciones de
estabilidad transitoria
Durante la preparación de las subestaciones durante el procedimiento de restablecimiento, se evita la alimentación de cargas con Esquemas de Protección de Sistema; relevadores por baja frecuencia (81) y relevadores por bajo voltaje (27).
Fig.3. Funcionamiento de un esquema de relevadores 27
Sin embargo, en algunas ocasiones no es posible evitar la energización de algunos buses y cargas con dichos esquemas habilitados, por lo que el análisis de estabilidad transitoria debe incluir sus modelos a fin de representar el comportamiento del sistema en un evento real. Estos modelos están diseñados para desconectar distintos montos de carga en diferentes etapas. En cada una de éstas, se deben especificar los límites de frecuencia o voltaje, el tiempo de acción y la fracción de la carga a desconectar.
Fig.4. Funcionamiento de un esquema de relevadores81
El modelo de relevador por bajo voltaje LVSHBL opera en 3 etapas, desconectando fracciones de carga cuando se tiene un
voltaje por debajo de los límites establecidos en el modelo. En un bus se desconecta la carga y en otro bus se monitorea el voltaje. El modelo de relevador por baja frecuencia LDSHBL funciona de modo que cuando la frecuencia decae de un límite establecido (f1), durante un tiempo ajustado al relevador (t1), operará desconectando un monto de carga (frac1), el cual puede ser desconectado en 3 pasos que son independientes el uno del otro. Fig.4.
F. Simulaciones para determinar estabilidad transitoria
Se parte de la condición en que la Central Los Humeros opera
con dos unidades de 25 MW en modo isla, condición operativa
de la panta en la cual alimenta únicamente la carga de sus
servicios propios y que puede ser mantenida por un tiempo
limitado, normalmente las plantas garantizan una hora.
Se simula la alimentación de una carga de 5.5 MW, Fig. 5 y
se muestra la respuesta al alimentar el primer bloque de carga, la
máquina se desacelera a un valor mínimo de 58.25 Hz, Fig. 6.
Ésto es resultado potencia acelerante negativa. Al momento de la
conexión de carga, la potencia mecánica de la turbina permanece
constante, mientras que la demanda de potencia eléctrica
aumenta, provocando un desbalance y una caída en la velocidad,
lo cual se traduce en una caída de la frecuencia de la máquina.
Después de este evento, la frecuencia de la máquina se estabiliza
y alcanza un nuevo valor en estado estacionario en un tiempo de
15 a 20 segundos.
Fig. 5. Escalón de carga en Humeros Unidad 10
En la Fig. 7. se muestra el incremento en la generación de la
potencia de la unidad 9 al conectar 4 MW de carga adicionales al
sistema con las máquinas generando una potencia (23 MW)
cercana a la nominal. Se obtiene la respuesta mostrada en la Fig.
8. A diferencia de la Fig. 6, de la máquina operando con poca
carga, se observa en la Fig. 8 que la caída en la frecuencia es
menos severa y que la respuesta del gobernador lleva a la
frecuencia a un valor más cercano de la frecuencia nominal de 60
Hz. [1] [6]
Fig. 6. Frecuencia de la máquina al conectar 5.5 MW de carga.
Fig. 7. Escalón de carga en Humeros Unidad 9
Fig. 8. Frecuencia de la máquina al conectar 4 MW de carga
VI. CONCLUSIONES
De acuerdo a los resultados obtenidos en las simulaciones en
estado estacionario y de estabilidad transitoria, se considera
factible realizar el restablecimiento de una carga afectada de 50
MW mediante las unidades de generación 9 y 10 de la Central
Geotermoeléctrica Los Humeros. Lo anterior sin presentarse
sobrecargas en los equipos y manteniendo las variables de
frecuencia y voltaje dentro de los rangos permisibles.
Es importante señalar las ventajas desde el punto de vista
operativo de la flexibilidad de los modernos sistemas de control
habilitados en las unidades de generación de la Central Los
Humeros y la fuente de energía continua, limpia y renovable que
éstas utilizan.
I. BIBLIOGRAFÍA
[1] M. B. Castañeda, «Restablecimiento ante colapso total
mediante la planta Geotermoeléctrica "Los Humeros",»
Poza Rica, 2015.
[2] H. Kebede, «Study Of Geothermal Power Plant Electrical
And Control System With Emphasis On Reliability
Aspects,» 2002.
[3] V. M. Arellano, «Distribución inicial de presión y
temperatura del campo geotérmico de Los Humeros,
Puebla,» IIE, 2000.
[4] P. Anderson, Power System Control and Stabily, Iowa:
Iowa State University Press, 1977.
[5] Comisión Federal de Electricidad, Estabilidad Transitoria
en sistemas eléctricos de potencia.F. A. García, .
[6] PSS®E 32.0.5, «Program Operation Manual,» 2010.
[7] Energy Development and Power Generation Committee,
«IEEE Recommended Practice for Excitation System
Models for Power System Stability Studies,» IEEE Power
Engineering Society, Vols. %1 de %2IEEE Std 421.5™-
2005, 21 April 2006.
[8] M. K. S. Z. Jerkovic Vedrana, «Excitation System Models
of Synchronous Generatos,» Faculty of Electrical
Engineering Osijek.
[9] Energy Development and Power Generation Committee,
«IEEE Recommended Practice for Excitation System
Models for Power System Stability Studies,» 2005.
[10] P. Kundur, Power System Stability and Control, Toronto:
McGraw-Hill, Inc., 1993.
I. CURRÍCULUMS
Miguel Arturo Penagos Ruiz Nació en Tabasco, México, en 1986. Se graduó como Ingeniero Mecánico Electricista en la Universidad Veracruzana (UV), en Xalapa, México, en 2009. Obtuvo el grado de M.C. en Ingeniería Eléctrica en el Centro de Investigación y Estudios Avanzados
del IPN (CINVESTAV), en Guadalajara, México, 2013. Actualmente se encuentra en la Zona de Operación de Transmisión Poza Rica-Teziutlán, CFE Transmisión, en Poza Rica, México.
Marilyn Barragán Castañeda Nació en Veracruz, México, en 1991. Realizó estudios de Ingeniería Electromecánica en el Instituto Tecnológico Superior de Poza Rica (ITSPR), en Poza Rica, México. Realizó prácticas profesionales en la Zona de Operación de Transmisión Poza Rica-Teziutlán,
CFE Transmisión.
Enrique Nava García. Nació en Zacapu, Michoacán en 1973. Realizó sus estudios de Ingeniería Eléctrica y de Maestría en Ciencias en Ingeniería Eléctrica en el Instituto Tecnológico de Morelia. Ingresó en el año 2000 al Área de Control Oriental del CENACE y actualmente se desempeña
como Supervisor de Operación de la Zona de Operación de Transmisión Poza Rica - Teziutlán.