Maestría en Gerencia de Mantenimiento · 2019
Modelo de gestion para el sistema de generacion con turbogeneradores taurus 60 tolerante a fallas en el campo guando
El presente trabajo se centra en la elaboración de una metodología de gestión tolerante a fallas aplicada al sistema de generación de campo Guando, el cual es operado por la empresa anlgo-francesa PERENCO OIL & GAS Colombia Limited dedicada a la exploración y extracción de hidrocarburos (petróleo y gas), con presencia en Colombia desde 1993 cuando inicia operaciones en Colombia. La implementación de esta metodología busca garantizar el suministro de energía eléctrica a los pozos productores del campo mediante un centro de generación tolerante a fallas, basado en el diseño e implementación de un sistema redundante para el deslastre de cargas selectivas de acuerdo a la condición operativa de los turbogeneradores Taurus 60 instalados en el campo y al resultado obtenido del FMEA aplicado. Como complemento a esta implementación, se realiza la evaluación técnica para el restablecimiento del sistema de sincronismo entre el centro de generación de campo Guando y la red nacional Lanceros de 34.5 KV, las bondades operativas asociadas a este sistema de sincronismo complementadas con la metodología tolerante a falla objeto de este documento, no es otra diferente a la de garantizar la disponibilidad y confiabilidad del suministro de energía eléctrica al circuito que energiza los pozos productores, ante una eventual falla en cadena de todos los turbogeneradores Taurus 60 del centro de autogeneración de campo Guando, supliendo así el requerimiento energético de los circuitos críticos a través de la red nacional Lanceros. El impacto económico para la compañía que se pretende retribuir con la implementación del sistema propuesto en este documento, consiste en disminuir los costos asociados a las pérdidas de producción generadas por fallas en el sistema de generación, estimadas en 18.720 USD/Hr. 1
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Contenido
- INTRODUCCIÓNp. 13
- 1. OBJETIVOSp. 16
- 1.1 OBJETIVOSp. 16
- 1.1.1 Objetivo Generalp. 16
- 1.1.2 Objetivos Específicosp. 16
- 2. MARCO CONCEPTUALp. 18
- 2.1 SISTEMAS TOLERANTES A FALLOSp. 18
- 2.1.1 Causas de fallosp. 20
- 2.1.1.1 Selección o especificaciones erróneas de componentes o equiposp. 20
- 2.1.1.2 Errores durante la implementaciónp. 20
- 2.1.1.3 Fallas en componentes o equiposp. 20
- 2.1.1.4 Perturbaciones externasp. 20
- 2.1.2 Caracterización de las fallasp. 21
- 2.1.2.1 Causasp. 21
- 2.1.2.2 Naturalezap. 21
- 2.1.2.3 Duraciónp. 21
- 2.1.2.4 Extensiónp. 21
- 2.1.2.5 Variabilidadp. 22
- 2.1.3 Filosofía para evitar fallasp. 23
- 2.1.3.1 Prevención de fallasp. 23
- 2.1.3.2 Enmascaramiento de fallasp. 23
- 2.1.3.3 Tolerancia a fallasp. 23
- 2.1.4 Sistemas redundantesp. 24
- 2.1.4.1 Redundancia físicap. 25
- 2.1.4.2 Redundancia Softwarep. 25
- 2.1.4.3 Redundancia informacionalp. 25
- 2.1.4.4 Redundancia temporalp. 25
- 2.1.5 Métodos de evaluación de sistemas tolerantes a fallap. 26
- 2.1.5.1 Función de fiabilidad y tasas de fallasp. 26
- 2.1.5.2 Indicadores de mantenimientop. 28
- 2.2 ANÁLISIS DE MODO Y EFECTOS DE FALLA (FMEA)p. 29
- 2.2.1 Tipos de FMEAp. 30
- 2.2.1.1 Análisis de Modo y Efecto de Falla de Sistema (S-FMEA)p. 30
- 2.2.1.2 Análisis de Modo y Efecto de Falla de Diseño (D-FMEA)p. 30
- 2.2.1.3 Análisis de Modo y Efecto de Falla de Proceso (P-FMEA)p. 30
- 2.2.2 Beneficios del FMEAp. 30
- 2.2.3 Implementación del FMEAp. 31
- 2.3 SISTEMA DE DESLASTRE DE CARGAp. 32
- 2.3.1 Deslastre de carga por baja frecuencia (UFLS)p. 33
- 2.3.2 Deslastre de carga por sobre cargap. 34
- 2.3.3 Deslastre de carga por baja tensión (UVLS)p. 34
- 3. GENERALIDADES – CENTRO DE GENERACIÓN CAMPO GUANDOp. 35
- TURBOGENERADORp. 38
- 4. METODOLOGÍA FMEAp. 42
- 4.1 RANGO DE SEVERIDADp. 42
- 4.2 RANGO DE OCURRENCIAp. 44
- 4.3 RANGO DE DETECCIÓNp. 44
- 4.4 INTERPRETACIÓN RPNp. 46
- 4.5 DESARROLLO FMEAp. 46
- 5. DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PROPUESTAp. 56
- 5.1 SISTEMA DE DESLASTRE POR CONDICIÓN TURBOGENERADORESp. 58
- 5.1.1 Asignación y configuración salidas digitales PLCp. 60
- 5.1.2 Diagrama de flujo lógica de controlp. 61
- (interruptor principal abierto)p. 62
- turbogeneradoresp. 15
- 5.1.3 Interfaz gráfica y matriz de selecciónp. 66
- 5.1.4 Matriz de deslastrep. 69
- 5.2 SIMULACIÓN LÍMITES DE FRECUENCIA Y TIEMPOS DE EJECUCIÓNp. 70
- 5.2.1 Respuesta relé de deslastre por frecuencia MiCOMp. 71
- 5.2.2 Simulación sistema de deslastre por condición en turbogeneradoresp. 74
- 5.2.2.1 Función Reserva Rodante del Sistemap. 75
- 5.2.2.2 Función para la Selección del Grupo de Deslastrep. 76
- 5.2.3 Comportamiento de la frecuencia de la red vs tiempop. 77
- 5.3 SISTEMA DE SINCRONISMO CON LA RED NACIONALp. 81
- 5.3.1 Comunicación entre el PLC ASP y PLC KW IMPORT-EXPORTp. 82
- 5.3.1.1 Comisionamiento panel de sincronismop. 83
- 5.3.1.2 Prueba de sincronicmop. 84
- 6. ANÁLISIS ECONÓMICO E IMPACTO SOBRE LA COMPAÑÍAp. 90
- 7. CONCLUSIONESp. 96
- BIBLIOGRAFÍAp. 98
- Figura 1. Caracterización de fallosp. 22
- Figura 2. Posibles causas de fallosp. 24
- Figura 3. Relación entre MTTF, MTTR y MTBFp. 28
- Figura 4. Ubicación geográfica Campo Guandop. 35
- Figura 5. Tipos de falla primer semestre 2018p. 38
- Figura 6. Componentes principales grupo electrógenop. 39
- Figura 7. Componentes principales turbina Taurus 60p. 40
- Figura 8. Parte generador 4MWp. 41
- Figura 9. Relé MiCOM P14 – Marca AREVAp. 56
- Figura 10. Sistema deslastre por condición en turbogeneradoresp. 60
- Figura 11. Diagrama de flujo para deslastre por falla turbinap. 64
- Figura 12. Diagrama de flujo para deslastre por falla turbinap. 65
- Figura 13. Interfaz sistema deslastre de carga implementadop. 66
- Figura 14. Interfaz sistema (Activar / Desactivar cargas a deslastrar)p. 70
- Figura 15. . Activación grupo de deslastre 1 – Relé MiCOMp. 71
- Figura 16. Oscilografía evento eléctrico – Relé MiCOMp. 72
- Figura 17. Metodología propuesta sistema de deslastre redundantep. 74
- tiempop. 78
- Figura 19. Función f(x) del comportamiento frecuencia vs tiempop. 78
- Figura 20. Plano unifilar terraza de generación campo Guandop. 82
- Figura 21. Arquitectura general red de sincronismo turbinasp. 83
- Figura 22. Arquitectura general red de sincronismo turbinasp. 84
- Figura 23. Resultados pruebas satisfactorias de sincronismop. 84
- Figura 24. Falla sobre el algoritmo de control tipo escalerap. 85
- Figura 25. Secuencia de falla turbina 1p. 86
- Figura 26. Secuencia de falla turbina 2p. 87
- Figura 27. Secuencia de falla turbina 4p. 87
- Figura 28. Transformador sistema de sincronismo 34.5KV – 4.16KVp. 88
- Figura 29. Pruebas de arranque bomba REDAp. 89
- Figura 30. Distribución pérdidas de producción 2018p. 90
- Figura 31. Pérdidas de producción eventos eléctricos (Año 2018)p. 91
- Figura 32. Eventos eléctricos 2017 Vs 2018p. 93
- Figura 33. Retorno de la inversiónp. 95
- Tabla 1.Capacidad instalada de autogeneraciónp. 36
- Tabla 2. Capacidad rodante del sistema en operación rutinariap. 36
- Tabla 3. Demanda o carga del sistema en operación rutinariap. 37
- Tabla 4. Pérdidas (BO) Evento Eléctrico primer semestre 2017 vs. 2018p. 37
- Tabla 5. Criterios de severidadp. 43
- Tabla 6. Criterios de ocurrenciap. 44
- Tabla 7. Criterios de detecciónp. 45
- Tabla 8. Análisis de Modo y Efecto de Fallap. 47
- Tabla 9. Grupos de deslastre configurados Relé MiCOM P14p. 57
- Tabla 10. Asignación TAG para salidas digitales PLC scada eléctricop. 61
- Tabla 11. Datos históricos de deslastre Relé MiCOMp. 73
- Tabla 12. Reconfiguración propuesta límites de frecuencia de deslastrep. 80
- Tabla 13. Costo de implementación metodología propuestap. 94
- Tabla 14. Costo estimado de barril de crudop. 95