David Carpintero Pleguezuelos ANÁLISIS DEL SISTEMA DE...

David Carpintero Pleguezuelos

ANÁLISIS DEL SISTEMA DE SUMINISTRO ELÉCTRICO PARA UNA EMPRESA TRANSFORMADORA DE ETILENO

TRABAJO DE FINAL DE GRADO

dirigido por Dr. Francisco González Molina

Grado de Ingeniería Eléctrica

Tarragona 2019

Información confidencial

El siguiente proyecto de final de grado contiene información confidencial perteneciente al sistema de suministro eléctrico de la empresa Transformadora de Etileno A.I.E con sede en el Polígono Industrial Entrevías Carretera N-340 Km 1157,2, 43007, Tarragona.

Esta información confidencial engloba los valores de las medidas del sistema tomadas en ciertos días de producción para poder realizar dicho trabajo, características de los elementos del propio sistema como transformadores o protecciones, los resultados obtenidos de los estudios realizados y los planos de este documento.

Índice

Índice

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Índice.............................................................................................................................1

ÍndicedeFiguras............................................................................................................4

ÍndicedeTablas..............................................................................................................5

Introducción...................................................................................................................61. Objetivos.......................................................................................................................72. ÁmbitodeAplicación.....................................................................................................83. Antecedentes.................................................................................................................84. PlanificaciónTemporal...................................................................................................9

4.1 Tabladetareas...........................................................................................................104.2 DiagramadeGantt.....................................................................................................114.3 DiagramadePERT.......................................................................................................12

5. EstructuradelProyecto................................................................................................13

MemoriaDescriptiva....................................................................................................146. SistemaporUnidad......................................................................................................15

6.1 DescripcióndelSistema..............................................................................................156.1.1 DescripciónGeneral............................................................................................................156.1.2 Zonas...................................................................................................................................176.1.3 Transformadores................................................................................................................186.1.4 Cargas.................................................................................................................................19

6.2 Cálculos.......................................................................................................................206.2.1 ValoresBase.......................................................................................................................206.2.2 ImpedanciasdeLínea.........................................................................................................216.2.3 ImpedanciasdeTransformadores......................................................................................226.2.4 Cargas.................................................................................................................................23

7. FlujodeCargas.............................................................................................................247.1 DescripcióndelProceso..............................................................................................247.2 Análisisencondicionesdecargamáxima...................................................................267.3 Análisisencondicionesdecarganominal..................................................................27

7.3.1 Análisisdía26defebrero2019..........................................................................................277.3.2 Análisisdía28defebrero2019..........................................................................................28

7.4 Análisisencondicionescríticas...................................................................................307.4.1 CaídaTransformadorTR-1..................................................................................................307.4.2 CaídaTransformadorTR-2..................................................................................................317.4.3 CaídaETILENO1..................................................................................................................327.4.4 CaídaETILENO2..................................................................................................................337.4.5 CaídaETILENO3..................................................................................................................347.4.6 GrupoElectrógenodeEmergencia.....................................................................................35

8. AnálisismediantePSIM................................................................................................368.1 CortocircuitoasimétricoeneltransformadorT-1......................................................388.2 CortocircuitosimétricotrifásicoenlalíneaETILENO2..............................................45

9. AnálisisdeProtecciones...............................................................................................519.1 Líneas1y2.................................................................................................................539.2 TransformadoresTR-1yTR-2.....................................................................................549.3 Motores......................................................................................................................549.4 ProteccionesLíneasUnidades11,12y13..................................................................559.5 Transformadoresde2MVAytransformadorTR-9....................................................55

Conclusiones................................................................................................................57

Planos..........................................................................................................................60PlanoNº0:EsquemaUnifilarBásico.....................................................................................61PlanoNº1:EsquemaUnifilar................................................................................................62

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PlanoNº2:EsquemaUnifilarconImpedancias.....................................................................63PlanoNº3:EsquemaUnifilarconValoresporUnidad..........................................................64PlanoNº4:EsquemaUnifilarReducidoconValoresporUnidad...........................................65PlanoNº5:EsquemaElementosdelSistema........................................................................66PlanoNº6:EsquemaNivelesdeTensión..............................................................................67PlanoNº7:Flujodepotenciasparacargasmáximas............................................................68PlanoNº8:Flujodepotenciasdía26defebrerodel2019....................................................69PlanoNº9:Flujodepotenciasdía28defebrerodel2019....................................................70PlanoNº10:FlujodepotenciascaídaTR-1cargasmáximas..................................................71PlanoNº11:FlujodepotenciascaídaTR-1cargasnominales...............................................72PlanoNº12:FlujodepotenciascaídalíneaETILENO1..........................................................73PlanoNº13:FlujodepotenciascaídalíneaETILENO1(2).....................................................74PlanoNº14:FlujodepotenciascaídalíneaETILENO2..........................................................75PlanoNº15:FlujodepotenciascaídalíneaETILENO3..........................................................76PlanoNº16:FlujodecarganominalGrupodeEmergencia...................................................77PlanoNº17:EsquemaPSIM.................................................................................................78PlanoNº18:Esquemadeproteccionesdelsistema..............................................................79

Referencias..................................................................................................................80

Anexos.........................................................................................................................82AnexoNº1.Característicasdelostransformadores.............................................................83AnexoNº2.Cálculosdevaloresdebase...............................................................................84AnexoNº3.Cálculosdelasimpedanciasdelíneaenvaloresporunidad..............................85AnexoNº4.Cálculosdelasimpedanciasdelostransformadores.........................................86AnexoNº5.Cálculosdelascargasyconsumos.....................................................................87AnexoNº6.ResultadosMedidas26deFebrero2019...........................................................88AnexoNº7.ResultadosMedidas28deFebrero2019...........................................................89AnexoNº8.Resultadosflujodepotenciasconcargasmáximas...........................................90AnexoNº9.Resultadosflujodepotenciasdía26defebrerodel2019..................................91AnexoNº10.Resultadosflujodepotenciasdía28defebrerodel2019................................92AnexoNº11.ResultadosflujodepotenciascaídaTR-1.CargasMáximas.............................93AnexoNº12.ResultadosflujodepotenciascaídaTR-1.CargasNominales...........................94AnexoNº13.ResultadosflujodepotenciascaídalíneaETILENO1.CargasMáximas............95AnexoNº14.ResultadosflujodepotenciascaídalíneaETILENO2.CargasMáximas............96AnexoNº15.ResultadosflujodepotenciascaídalíneaETILENO3.CargasMáximas............97AnexoNº16.Resultadosflujodepotenciasgrupodeemergencia.CargasNominales..........98AnexoNº17.Verificacióndecalibracióndeproteccionesdesobreintensidad......................99

Índice

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Índice de Figuras

FIGURA1.DIAGRAMADEGANTT 11FIGURA2.DIAGRAMADEPERT. 12FIGURA3.DIAGRAMADEBLOQUESDELSISTEMAELÉCTRICO. 16FIGURA4.TABLADETENSIONESMÁXIMASRESPECTONOMINALESDELAREDSEGÚNREALDECRETO

[2]. 25

FIGURA7.CORTOCIRCUITOENTRE2FASESYATIERRA. 36FIGURA8.CORTOCIRCUITOTRIFÁSICO. 37FIGURA9.CORTOCIRCUITOASIMÉTRICOENELDEVANADOSECUNDARIODELTRANSFORMADORT-1. 38FIGURA10.CORRIENTESDECORTOCIRCUITOENLOSTRESNIVELESDETENSIÓN. 39FIGURA11.TENSIONESDEFASEENELPUNTODELCORTOCIRCUITO. 39FIGURA12.TENSIÓNDELÍNEAENELPUNTODELCORTOCIRCUITO. 40FIGURA13.POTENCIAAPARENTEYTENSIÓNDELÍNEAENCARGASDELAUNIDAD11. 40FIGURA14.POTENCIAAPARENTEYTENSIÓNDELÍNEAENCARGASDELAUNIDAD13. 41FIGURA15.CORRIENTESYTENSIONESDEFASEENELPUNTODECORTOCIRCUITOCONACTUACIÓNDE

PROTECCIONES. 42FIGURA16.CORRIENTESYTENSIÓNDELÍNEATRANSFORMADORT-2 42FIGURA17.CARGAUNIDAD11DESPUÉSDEACTUARLASPROTECCIONES. 43FIGURA18.MOTORESUNIDAD11DESPUÉSDEACTUARLASPROTECCIONES. 43FIGURA19.CORTOCIRCUITOSIMÉTRICOENLALÍNEAETILENO2. 45FIGURA20.CORRIENTESDECORTOCIRCUITOSIMÉTRICOENLOSTRESNIVELESDETENSIÓN. 46FIGURA21.TENSIONESDEFASEENELPUNTODECORTOCIRCUITO. 46FIGURA22.TENSIÓNDELÍNEAENELPUNTODECORTOCIRCUITO. 47FIGURA23.POTENCIASYTENSIONESDELÍNEADELASCARGASDELAUNIDAD12. 47FIGURA24.CORRIENTESYTENSIONESENELPUNTODECORTOCIRCUITODESPUÉSDEACTUARLAS

PROTECCIONES. 48FIGURA25.CORRIENTESYTENSIÓNDELALÍNEAETILENO1. 49FIGURA26.POTENCIAYTENSIÓNDELACARGADELAUNIDAD12. 49FIGURA27.POTENCIAYTENSIÓNDELOSMOTORESDELAUNIDAD12. 50FIGURA28.ESQUEMADEPROTECCIONESDESOBREINTENSIDAD. 51FIGURA29.GRÁFICASDERELÉDESOBREINTENSIDADINSTANTÁNEOYTEMPORIZADO. 52

Índice

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Índice de Tablas

TABLA1.TABLADETAREASDELPROYECTO. 10TABLA2.ZONAS,NIVELESDETENSIÓNYLÍMITES. 17

Introducción

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Introducción

Introducción

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1. Objetivos

El presente trabajo final de grado, consta de un mismo proyecto dividido en dos ramas que trabajan en paralelo siendo una de ellas necesaria y complementaria de la otra. Estas dos ramas, son la del Grado de Ingeniería Eléctrica y, la segunda, recae en el Grado de Ingeniería Electrónica Industrial y Automática. El proyecto está realizado para una empresa transformadora de etileno, en concreto, para la empresa Transformadora de Etileno A.I.E. con su sede en el polígono industrial entrevías en Tarragona.

Los principales objetivos marcados al inicio del presente proyecto están divididos en función de la rama del proyecto, es decir, nos encontramos un seguido de objetivos propios de cada rama para demostrar el conocimiento de una serie de competencias adquiridas durante cada uno de los respectivos estudios de grado.

De acuerdo a las peticiones de la empresa, en primer lugar, los objetivos propuestos para la rama del trabajo consistente en el trabajo final de grado de Ingeniería Eléctrica, son las realización de un análisis de un sistema real de suministro eléctrico con tal de verificar valores antiguos proporcionados por la empresa, demostrar la viabilidad del sistema en casos críticos y asegurar la posibilidad de desarrollo y aumento de la capacidad de la planta en cuanto a la potencia instalada des de la red. Para cumplir las anteriores propuestas, se pretende realizar un cálculo del sistema por unidad, un análisis del flujo de cargas en diversas situaciones críticas del sistema y, finalmente, un estudio de las formas de onda de tensiones y corrientes y, también, de las potencias que demandan los consumos, para comparar los casos críticos con las situaciones normales de trabajo.

De la misma forma, los objetivos propuestos para la rama del trabajo consistente en el trabajo final de grado de Ingeniería Electrónica Industrial y Automática, son la realización del diseño del software y del hardware para el montaje y el control del sistema mediante un microcontrolador de una maqueta monofásica de simulación del sistema real de suministro eléctrico tratado en la otra rama del proyecto. La idea principal de la realización de este prototipo es la posibilidad de tener todo el sistema de suministro eléctrico controlado desde un mismo lugar, en este caso un microcontrolador, des del cual, según los datos obtenidos de las diferentes zonas del sistema, actuará de la manera más óptima e eficiente para no comprometer el suministro eléctrico y prestar la demanda de la mejor forma posible a las cargas conectadas al sistema.

Finalmente, se pretende extraer unas conclusiones de cada una de las partes en relación al cumplimiento de los anteriores objetivos. De esta manera se dará por concluido el presente trabajo final de grado.

Introducción

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2. Ámbito de Aplicación

El siguiente trabajo final de grado ha estado realizado en una empresa transformadora de etileno como ya se ha dicho anteriormente. Por lo tanto, es una empresa que su principal función, es la de realizar un tipo de plástico, en concreto polietileno de baja densidad, gracias a la mezcla dentro de un reactor de varios elementos químicos, como son los peróxidos, el oxígeno y, su principal compuesto, el etileno. Se trata, entonces, de una empresa del sector de la industria química.

En cuanto a lo que a este proyecto se remite, es necesario tener en cuenta, que muchas de las cargas a las cuales se les ha de suministrar energía eléctrica se encuentran en zonas o atmósferas ATEX, es decir, atmósferas de gas altamente explosivas en su mezcla con el aire. Esto implica, mayores condiciones de seguridad de todas las cargas que se encuentran en esas zonas.

La instalación del suministro eléctrico a la empresa se encuentra ya realizada y en funcionamiento con lo cual se parte de un sistema eléctrico ya proporcionado el cual no se va a modificar.

3. Antecedentes

El siguiente trabajo de final de grado no presenta antecedentes en cuanto a su contenido por ninguna de las dos ramas. De todas maneras, sí que se han proporcionado otros proyectos anteriores para facilitar la búsqueda de información necesaria para la realización de este proyecto.

Estos proyectos proporcionados han sido realizados por otras empresas del sector industrial y del sector de la ingeniería. Estos proyectos nos han proporcionado valores del sistema eléctrico que desconocíamos y vitales para la realización del mismo, información de los elementos del propio sistema y otro seguido de información que no es de necesidad o relación directa con el siguiente trabajo.

También, han sido proporcionados datos reales de medidas de potencias y consumos en las cargas para poder comparar resultados durante el siguiente proyecto.

Además, se ha tenido acceso a los planos de la planta y a los esquemas eléctricos unifilares y desarrollados de todas las zonas de la empresa, realizados por otra empresa exterior a la que se trata en este proyecto, para ayudarnos a comprender la magnitud del sistema eléctrico que se pretende analizar por una parte y, modelizar y gestionar por la otra, en el siguiente proyecto.

Finalmente, se ha tenido acceso, también a muchos de los manuales de instrucciones de elementos del sistema eléctrico.

Introducción

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4. Planificación Temporal

Durante la realización del siguiente trabajo de final de grado, se ha creído conveniente la idea de planificar esa realización y plasmarla en el tiempo mediante las tareas que engloban las diferentes fases del siguiente proyecto. De esta manera, se puede apreciar y demostrar la estrecha relación entre las dos ramas del trabajo así como observar cómo se complementan entre ellas.

Para la realización de la planificación temporal del trabajo final de grado se ha utilizado un programa informático, el GanttProject que nos proporciona la visión de nuestro proyecto por tareas en la línea de tiempo y, además, nos crea dos diagramas que son de ayuda tanto para el autor del proyecto como para el lector del mismo.

El diagrama de Gantt, nos proporciona una visión del tiempo de dedicación previsto para cada tarea mientras que el diagrama de PERT (“Project Evaluation and Review Techniques”), nos va a permitir observar y establecer relaciones a partir de las dependencias de las tareas de un proyecto, es decir, interrelaciona cada tarea según los recursos asignados en ellas.

En este apartado, se mostrará la tabla con las tareas a realizar y con las tareas de las que depende, es decir, sus predecesores. Además, se proporcionaran los diagramas de Gantt y PERT para una información visual de la línea de tiempo y de la relación entre las tareas.

Introducción

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4.1 Tabla de tareas

A continuación, se proporciona la tabla con el seguido de tareas a realizar en el siguiente proyecto. Se presentan tres columnas, la primera con el identificador de la tarea, la segunda con la descripción de la misma y la tercera con sus predecesores.

Tabla 1. Tabla de tareas del proyecto.

Tal y como también se observa en el diagrama de Gantt, los colores de las tareas marcan de que proyecto son. Las tareas en color rojo son tareas del proyecto de ingeniería eléctrica, las tareas en color verde son tareas del proyecto de ingeniería electrónica y las tareas en negro, en azul en el diagrama de Gantt, forman parte del conjunto de los dos proyectos. En el diagrama de Gantt, en rayado se observa el camino crítico.

ID TAREAS DURACIÓN (Días) PREDECESOR

A Elección del Proyecto 7 -

B Realización y firmas del convenio con la empresa 16 A

C Inicio de la estancia en la empresa 2 A , B

D Búsqueda de información 20 C

E Cálculos y planos del sistema en valores por unidad 15 D

F Diseño del hardware para la maqueta 36 E

G Pedido/Recepción de las piezas para la maqueta 74 F

H Realización del flujo de cargas 30 F

I Realización del software de la gestión para la maqueta 35 F

J Realización del esquema en PSIM 30 H

K Análisis de Protecciones 25 J

L Diseño PCB hardware con OrCAD 26 I , J

M Realización PCB (técnicos de laboratorio) 6 L

N Montaje maqueta 16 G , M

O Extracción de resultados flujo de cargas 18 K

P Pruebas maqueta 9 N

Q Corrección errores 24 P

R Realización de los informes 82 J

Introducción

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4.2 Diagrama de Gantt

Figu

ra 1

. Dia

gram

a de

Gan

tt

Introducción

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4.3 Diagrama de PERT

Figu

ra 2

. Dia

gram

a de

PER

T.

Introducción

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5. Estructura del Proyecto

Este apartado se centra ya en la rama del proyecto que corresponde al presente documento. Este documento contiene la memoria del trabajo final de grado de la rama de Ingeniería Eléctrica.

El presente documento muestra toda la información perteneciente al análisis del sistema de suministro eléctrico de una empresa transformadora de etileno. Para realizar este proyecto, se ha requerido de cierta información proporcionada por la empresa en cuestión. Se ha dividido el análisis del sistema en tres grandes bloques.

El primer bloque, consiste en la realización de los cálculos pertinentes para obtener el sistema eléctrico real en un sistema con valores por unidad. Para ello se han requerido valores reales de elementos como transformadores, cargas e impedancias de línea. Además se han realizado un seguido de esquemas eléctricos para mostrar ese proceso desde el sistema real hasta el sistema en valores por unidad reducido y simplificado.

El segundo bloque, consiste en la realización de un flujo de cargas completo del sistema. Se ha utilizado el programa ETAP en su versión 12.6. como ayuda para el cálculo del mismo. La idea es observar el flujo de potencias por las líneas, buses, elementos y cargas en diferentes situaciones. Algunas de estas situaciones serán el funcionamiento del sistema a plena carga, el funcionamiento en un día a carga nominal o normal y su funcionamiento en situaciones críticas como la caída de diversas zonas del sistema. Con este análisis se pretende demostrar la viabilidad del sistema en cuanto a su funcionamiento y en cuanto a un posible aumento de la planta en un futuro, es decir, un aumento de cargas con la misma potencia instalada.

El tercer, y último bloque, consiste en la simulación del sistema eléctrico completo mediante el programa de simulación PSIM en su versión 9.0. El principal objetivo de este bloque es mostrar todas las variables del sistema, es decir, potencias, tensiones y corrientes y su evolución en el tiempo. Se pretende observar cómo reaccionan estas variables a, en este caso, dos situaciones del sistema en cortocircuito en dos puntos diferentes del mismo.

Para finalizar el proyecto, se intentaran extraer una serie de conclusiones del sistema eléctrico analizado.

Esta sección contiene información confidencial perteneciente Memoria Descriptiva a la empresa Transformadora de Etileno A.I.E.

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Memoria Descriptiva


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6. Sistema por Unidad

En el siguiente apartado se realizará el paso del sistema real con valores reales proporcionados al sistema eléctrico en valores por unidad.

6.1 Descripción del Sistema

6.1.1 Descripción General

Antes de comenzar a dar una visión más detallada de cómo es el sistema a analizar, es importante para el lector del presente proyecto que la empresa transformadora de etileno cuenta con tres unidades de producción, dos de ellas gemelas y una tercera mayor que las dos anteriores.

El suministro eléctrico por parte de la empresa suministradora se realiza por dos líneas trifásicas, una en funcionamiento y la segunda, independiente de la primera, como reserva en el caso de producirse una falta en la entrada de suministro eléctrico por la primera de las líneas. Estas dos líneas llevan la energía eléctrica hasta la subestación principal dentro de la empresa donde se realiza el cambio de nivel de tensión de 25 kV a 6 kV. Existe el caso particular de un motor extrusor de gran potencia, que tiene su propio transformador para reducir de 25 kV a 6 kV la tensión, ya que se alimenta a este último nivel de tensión.

Des de la subestación principal, y a un nivel de tensión de 6 kV, se transporta la energía eléctrica a dos subestaciones más pequeñas. Una de ellas engloba el suministro eléctrico para la unidad de mayor potencia y producción y la otra engloba el suministro para las dos unidades gemelas de menor potencia. En estas subestaciones, se alimentan los motores de las unidades a 6 kV y se reduce la tensión de 6 kV a 380 V trifásicos para el resto de cargas de las unidades en baja tensión.

En conclusión, el sistema presenta tres zonas o niveles de tensión claramente diferenciados a 25 kV, 6 kV y 380 V, dos en alta tensión y uno en baja tensión, y, el conjunto de cargas de la planta se conectan o al nivel de tensión de 6 kV, como es el caso de los motores de mayor potencia, o cuelgan de las barras de 380 V trifásicos, como es el caso del resto de cargas de menor potencia que necesita la planta para su correcto funcionamiento.

A continuación, se ha intentado realizar un diagrama de bloques con idea de plasmar una idea clara de cómo es el sistema en cuestión. De todas maneras, en el apartado “Planos” del proyecto, se ha dibujado un esquema unifilar completo del sistema eléctrico.


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Figura 3. Diagrama de bloques del sistema eléctrico.


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6.1.2 Zonas

Tal y como se ha dicho anteriormente, en el sistema eléctrico a analizar en este proyecto, se presentan tres zonas diferentes a tres niveles de tensión diferentes. El límite de estas zonas está marcado por los diferentes transformadores que nos reducen el nivel de tensión.

Las tres zonas se pueden dividir de la siguiente manera, teniendo en cuenta el plano número 0 y el plano número 1 del apartado de “Planos” donde vienen especificadas.

La primera zona, desde la entrada de la energía eléctrica a la empresa por parte de la empresa suministradora eléctrica a un nivel de tensión de 25 kV, hasta la subestación principal donde se encuentran los transformadores que reducen el nivel de tensión hasta los 6 kV. Existe el caso particular, del motor del hipercompresor en la unidad 13, que tiene su propio transformador para reducir la tensión de 25 kV. Esto significa que la zona 1 también está presente, por una rama, desde la subestación principal hasta la subestación de la unidad 13 para alimentar el transformador propio del motor en cuestión.

La segunda zona, iría desde la subestación principal una vez reducida la tensión por el transformador a 6 kV hasta el resto de subestaciones derivadas de la subestación principal, en concreto, la subestación de la unidad 13 y la subestación de las unidades 11 y 12 dónde se reduce la tensión al tercer nivel del mismo, 380 V o 0,38 kV para mantener la misma unidad de tensión. Existe un seguido de cargas, que se alimentan a este segundo nivel de tensión.

Finalmente, la tercera zona, iría desde estas dos subestaciones derivadas hasta las cargas de menor tensión de cada unidad aquellas que necesitan una tensión trifásica de 380 V, ya que se ha de tener en cuenta una pequeña caída de tensión en el transporte de la misma por todo el sistema eléctrico, o incluso una tensión menor. Estos posibles niveles de tensión de menor magnitud no son tratados en el presente proyecto.

A continuación, una tabla resumen de las tres zonas y su consiguiente nivel de tensión.

Zona Nivel de tensión Inicio Final

1 25 kV Empresa suministradora. Subestación principal.

2 6 kV Subestación principal. Subestaciones derivadas

unidades 11, 12 y 13.

3 0,38 kV Subestaciones derivadas

unidades 11, 12 y 13. Cargas a tensión trifásica 380 V.

Tabla 2. Zonas, niveles de tensión y límites.


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6.1.3 Transformadores

En el sistema eléctrico que se pretende estudiar, se van a encontrar cuatro tipos diferentes de transformadores en base a sus características (potencia, conexionado, índice horario, marca, etc…) o en base a su zona de trabajo y a sus niveles de tensión.

Se presentan un total de 9 transformadores en el sistema eléctrico, agrupados en cuatro grupos. El primer grupo, lo componen dos transformadores de la subestación principal. Estos transformadores son los de mayor potencia ya que deben reducir la tensión de 25 kV a 6 kV.

En el segundo grupo, se encuentran cinco transformadores situados, tres de ellos en la subestación de la unidad 13, y los dos restantes en la subestación de las unidades 11 y 12. Estos se encargan de reducir la tensión del segundo nivel de tensión 6 kV al tercer nivel de tensión 380 V o 0,38 kV. Su potencia es unas diez veces inferior a los del primer grupo.

Finalmente, nos quedan dos grupos, cada uno de ellos formado por un solo transformador. El tercer grupo está formado por un solo transformador de igual constitución y niveles de tensión que los del grupo uno pero, su potencia es, aproximadamente, la mitad que la de los del primer grupo. Este transformador se encuentra en la subestación de la unidad 13 y es exclusivo para el motor del hipercompresor de esa unidad.

El último transformador, el más pequeño de todo el sistema, presenta la misma constitución y niveles de tensión que los del segundo grupo pero, su potencia es cuatro veces menor.

Para ver el resto de características de los transformadores, acceder al anexo número 1 del apartado de “Anexos” donde se muestra la tabla completa de características de los transformadores.

A tener en cuenta, que las tensiones del devanado primario y del devanado secundario no concuerdan exactamente con los niveles de tensión de las diferentes zonas. Esto se realiza, con motivo de suplir las caídas de tensión que se producen por el transporte de la energía por los diferentes conductores en las diferentes zonas y a diferentes tensiones.

El hecho de llegar con una caída de tensión respecto a la tensión del devanado primario al transformador nos daría una tensión inferior a la del nivel de tensión esperado en la zona que empieza a partir del devanado secundario del transformador. Por lo tanto, el aumento de tensión en el devanado secundario del transformador, nos proporciona un aumento de la tensión de salida de ese transformador que, aun teniendo una caída de tensión en la entrada del transformador por el devanado primario respecto a su tensión nominal, el valor de tensión en la salida sería inferior a la tensión nominal del devanado secundario pero superior al nivel de tensión esperado. De esta forma, se suplen las caídas de tensión en el transporte de la energía eléctrica hacia los puntos donde están situadas las cargas dentro de la planta química.


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6.1.4 Cargas

En cuanto a las cargas, las cuales el fin del sistema eléctrico que se quiere analizar es alimentarlas, se pueden dividir en diversos grupos según la tensión de alimentación que requieren. En el presente proyecto, las cargas se dividen en el grupo de cargas que cuelga de las barras de 6 kV y, por lo tanto, se alimentan a ese nivel de tensión, y el grupo de cargas que cuelga de las barras de 0,38 kV y, por lo tanto, se alimentan a ese nivel de tensión aunque cabe la posibilidad de que algunas de ellas se alimenten a un nivel de tensión de menor valor que el que se estudia en este proyecto pero ese caso, ya no está contemplado en el presente estudio ya que se considera como una carga que está conectada a las barras de 0,38 kV igual que el resto aunque su tensión de alimentación sea otra.

Primeramente, se trataran las cargas de tensión de alimentación de 6 kV. Estas cargas, son motores de gran calibre y potencia divididos en las 3 unidades de producción que posee la planta química. Hay que tener en cuenta, que muchas de las potencias proporcionadas de los motores por la empresa, corresponden al doble de potencia del motor, es decir, en planta se presentan en bloque dos motores iguales en según qué zonas, uno en funcionamiento y el otro en reserva. Con lo cual, el funcionamiento, en principio, solo debe de ser de uno de los 2 motores del bloque.

Seguidamente, se trataran las cargas de tensión de alimentación de 0,38 kV. Estas cargas corresponden a un seguido de diferentes tipos de cargas necesarias para el correcto funcionamiento de la planta química así como, luminaria, alarmas, señales, protecciones entre muchas otras.

Para simplificar los cálculos, no se ha querido dividir más las cargas en sus potencias correspondientes ya que en este proyecto el último nivel de tensión tratado será el de 0,38 kV. De todas maneras se ha hecho una pequeña división en la potencia que se pretende alcanzar con el grupo electrógeno de emergencia en caso de fallar una de las unidades de forma crítica, es decir, sin existir posibilidad alguna de hacer llegar la tensión necesaria a los buses de esa unidad.

Esta división de potencias se ha hecho realizando un simple cálculo en el cual se ha restado de la potencia total de las unidades, aquella de la cual se encargaría de alimentar el grupo de emergencia. Básicamente, elementos de seguridad tales como alarmas, alumbrado, protecciones, enchufes, rectificadores, variadores y dar tensión a algunas de las cargas como pequeños motores.

De esta forma, quedará el sistema bien repartido para realizar el futuro análisis del flujo de potencias del sistema correctamente y de forma eficiente y real.


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6.2 Cálculos

A continuación, se detallaran los cálculos numéricos realizados para cada uno de los elementos del sistema para encontrar sus valores por unidad respecto unos valores base definidos.

6.2.1 Valores Base

Para la elección de los valores de base de potencia y tensión se ha creído conveniente escoger los valores de mayor magnitud del sistema. Por tanto, los valores de mayor magnitud se encuentran en la zona 1 del sistema que es la más próxima a la empresa suministradora. De esta manera, los valores de base escogidos serán:

• Potencia base: Sbase = 20 MVA. • Tensión base: Vbase = 25 kV.

Estos valores corresponden a los valores base de la zona 1 o nivel de tensión 1. Seguidamente, se ha de realizar el cálculo de los valores de base de tensión, intensidad y de impedancia para las 3 zonas o niveles de tensión con el objetivo de tener los valores base correspondientes a todas las variables en todas las zonas. Estos cálculos se realizaran a partir de los valores base del sistema, escogidos anteriormente.

Primeramente, se calcularán las tensiones de base en las 3 zonas o niveles de tensión con la siguiente fórmula.

Vbase(Zonai)=Vbase(Zonai-1)×1(23456)

1789:(23456;<) (1)

Siendo i, el valor de la zona donde se quiere calcular el valor de tensión base.

Seguidamente, se calcularán las intensidades de base en las 3 zonas o niveles de tensión con la siguiente fórmula.

Ibase(Zonai)=>789:

?×1789:(23456) (2)

Siendo i, el valor de la zona donde se quiere calcular el valor de la intensidad base.

Finalmente, se calcularán las impedancias de base en las 3 zonas o niveles de tensión con la siguiente fórmula.

Zbase(Zonai)=1789:(23456)A

>789: (3)

Siendo i, el valor de la zona donde se quiere calcular el valor de la impedancia base.

Todos los cálculos numéricos se encuentran en el anexo nº 2 dentro del apartado de “Anexos” del proyecto.


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6.2.2 Impedancias de Línea

El cálculo de las impedancias en las líneas de transporte y distribución del sistema eléctrico en valores por unidad se realiza según la zona en la que se encuentren estas líneas. Dependerá pues su valor por unidad de la impedancia base de la zona donde se encuentre. La fórmula que se utilizará para el cálculo de las mismas será la siguiente:

CDE =2F

27(23456) (4)

Dónde:

ZL = Impedancia de línea (Ω).

Zb (Zona i) = Impedancia base de la zona donde se encuentra ZL (Ω).

i = Zona donde se encuentra ZL.

Se dividirán los cálculos por zonas, es decir, primero las impedancias de línea que se encuentren en la zona 1 y finalmente las que se encuentren en la zona 3. Todos los cálculos numéricos se encuentran en el anexo nº 3 dentro del apartado de “Anexos” del proyecto.


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6.2.3 Impedancias de Transformadores

El cálculo de las impedancias de los transformadores en valores por unidad, conlleva dos pasos. El primero de ellos, el propio cálculo de la impedancia y, el segundo, el paso de ese valor de impedancia a su valor por unidad. Se pretende realizar el cálculo para los diferentes transformadores agrupados por grupos, los mismos grupos que se han mostrado en la tabla 2 y en el anejo nº 1 del presente proyecto.

La primera parte del cálculo, el cálculo de la impedancia de cada transformador, se debe realizar ateniéndose a la siguiente fórmula.

CG =H(%)<JJ

×(1K)A

>L (5)

Dónde:

X (%) = Reactancia del transformador (%).

Vp = Tensión del devanado primario del transformador (kV).

St = Potencia aparente del transformador (MVA).

Como se observa a simple vista, se obtendrá un valor de impedancia inductivo, es decir, una reactancia, solamente en el eje imaginario ya que el valor de resistencia de los transformadores es negligible ya que su valor es de magnitud mucho menor que el de la reactancia.

A partir del valor de la impedancia Zt, se ha de calcular el valor en valores por unidad (pu) del transformador. Para ello se empleará la siguiente fórmula.

CG = CDE×(17)A

>7 (6)

Y aislando el valor de la impedancia por unidad Zpu, la ecuación queda de la siguiente forma.

CDE = CG×>7

(17)A (7)

Dónde:

Zt = Impedancia del transformador (Ω).

Vb = Tensión de base de la zona donde se encuentra el devanado primario del transformador (kV).

Sb = Potencia base del sistema eléctrico (MVA).



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6.2.4 Cargas

El cálculo de los valores de las cargas en valores por unidad necesita del valor de potencia de la carga o consumo y del factor de potencia de la misma. A partir de estos valores se pueden obtener los valores de potencia activa y reactiva y obtener los valores de resistencia e inductancia de la carga para poder obtener su valor en valor por unidad.

El proceso a seguir para el cálculo de este valor partiendo de un valor de potencia aparente (S) y de un factor de potencia (Cos ϕ) es el siguiente.

1. Carga o consumo en potencias activa y reactiva.

S=P+jQ (8)

Sabiendoque:

W = X×Cosϕ (9)

[ = X×Sinϕ (10)

2. Cálculo de la corriente de fase.

S= 3×\]× ] = 3×\_×^_ (11)

3. Cálculo de la resistencia y de la inductancia de la carga.

R= a?×bcA

(12)

X= e?×bcA

(13)

4. Cálculo de la impedancia en valores por unidad.

CDE =fghHΩ

27(jklmn) (14)

Siendo i la zona o nivel de tensión en el que se encuentra dicha carga o consumo.



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7. Flujo de Cargas

En el siguiente apartado se realizará el análisis del flujo de cargas y de potencias del sistema real de suministro eléctrico de la empresa en cuestión.

7.1 Descripción del Proceso

Para la realización de dicho análisis, en el presente proyecto se ha utilizado una herramienta informática, en concreto, el programa ETAP en su versión 12.6. Se ha elegido este programa ya que se considera una de las herramientas de simulación de sistemas de potencia más robustas a nivel nacional.

Se nos presentan cuatro métodos numéricos iterativos posibles para la solución del problema, estos son:

• Newton-Raphson • Newton-Raphson Adaptativo • Desacoplado rápido • Gauss-Seidel Acelerado

Se ha escogido la realización del cálculo con el método de Newton-Raphson ya que es un método bastante conocido y, además, se ha estudiado y utilizado en algunas asignaturas del grado de ingeniería eléctrica. Este método obtiene sucesivamente nuevos valores mediante aproximaciones de primer orden de las funciones no lineales involucradas. Para más información sobre este método, consultar el libro “Análisis y operación de sistemas de energía eléctrica” del autor Antonio Gómez Expósito [1].

En el caso de querer realizar el cálculo del flujo de potencias para aplicaciones en tiempo real o instantáneas, se debe escoger el método desacoplado rápido ya que el cálculo mediante el método de Newton-Raphson exacto conlleva tiempos de cálculo elevados que pueden inadmisibles para este tipo de aplicaciones.

Otra de las ventajas que nos permite este programa es la extracción de estos resultados según la situación en la que nos encontremos y la configuración de alertas marginales y críticas para los niveles de tensión. Según el Real Decreto 223/2008, del 15 de febrero, por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09[2], tanto como para las líneas aéreas con cables desnudos como para las líneas subterráneas, se presenta la misma tabla de tensiones máximas de la líneas respecto a sus tensiones nominales de funcionamiento. En ellas se recoge la siguiente información.


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Figura 4. Tabla de tensiones máximas respecto nominales de la red según real decreto [2].

Se observa que en cualquier caso, independientemente de la tensión nominal de la red, la tensión máxima de la red será de un 20 % superior a la tensión nominal. Conociendo estos valores, en este proyecto se configurarán las alertas marginales y críticas de la simulación a un valor del 7 % y del 15 % de tensión superior a la nominal respectivamente siendo así todavía más restrictivos respecto a lo que dice la normativa vigente.

En este apartado, se debe mostrar el análisis del flujo de potencias por todas las ramas del sistema en diversas situaciones del mismo como el nivel de las cargas conectadas, condiciones críticas, grupos de emergencia y caídas de ciertas líneas que pueden provocar un cambio anormal en el sistema.

Se desea demostrar, que la capacidad de la red a la que está conectado el sistema en cuestión, es suficiente para aguantar las condiciones de carga máxima y tener un margen suficientemente grande como para poder aumentar este volumen de cargas en un futuro con nuevas unidades de producción.


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7.2 Análisis en condiciones de carga máxima

Primeramente, se decide realizar el análisis del sistema en condiciones extremas de carga máxima de la planta de producción para ver el alcance máximo al que pueden estar sometidas las cargas, los elementos del sistema y la propia red de suministro.

Los resultados obtenidos para este caso, se encuentran en el anexo número 8 con título “Resultados flujo de potencias con cargas máximas” y, el diagrama de flujo se encuentra en el plano número 7 con título “Flujos de potencias para cargas máximas”.

En este caso de estudio, se quiere mostrar la potencia máxima de la planta actualmente y el margen de potencia que tiene, respecto a la potencia de la red suministradora. La red en cuestión, puede suministrar a la planta, como máximo, una potencia de 40 MVA.

Primeramente, decir que se muestran varias alarmas marginales y críticas en los resultados obtenidos.

Las alarmas críticas se presentan en todas las cargas, ya que se encuentran trabajando al 100 % de su capacidad. Este caso, prácticamente, nunca se dará, pero, para el análisis y para la dimensión de la planta de producción respecto de la red suministradora se debe realizar con las cargas trabajando al 100 %. Otra alarma crítica, que saldrá en el resto de análisis, se encuentra en el grupo de emergencia ya que es una alarma de potencia por debajo del límite mínimo ya que se encuentra apagado y solo se usa en caso de emergencia como su propio nombre indica.

En este caso, el transformador TR-9, que se ocupa solamente del motor del hipercompresor de la unidad 13, el motor con más potencia de la empresa, presenta una alarma marginal. Esta alarma nos indica, que el transformador se encuentra cerca de dar su máximo e incluso trabajar a más potencia de la que tiene, hecho que provocaría un inminente error o falta en el transformador provocando la caída de ese elemento junto con la línea donde se encuentra conectado.

Seguidamente, se presenta el cálculo del margen de potencia que presenta la empresa en cuestión respecto a la máxima potencia que puede proporcionar la red.

opqrstusvwxstyzp = Wwxstyzpqsu|ztzxqpuwqp − Wwxstyzpusptupup (15)

Substituyendo los valores adecuadamente de la ecuación anterior se obtiene el margen real.

En cuanto a los valores en tanto por ciento de la capacidad utilizada de la red,

a3G4Ä65ÅÇ54Å5Å5(É1Ñ)a3G4Ä65ÖÅÜEÇ646ÜGÖ5Å3Ö5(É1Ñ)

×100 (16)

Substituyendo valores en la ecuación anterior se obtiene el tanto por ciento del margen.

La finalidad de este análisis, era la verificación del margen de potencia restante que debía de ser superior al 20 % según datos proporcionados por la empresa. Después de realizar dicho análisis, se puede verificar que el margen de potencia para futuras ampliaciones de la


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planta de producción es más que suficiente y, en todo caso, siempre superior al 20 % mínimo necesario ya que el análisis ha sido realizado en condiciones de carga máxima.

7.3 Análisis en condiciones de carga nominal

En este apartado, se pretende realizar el análisis del sistema en condiciones de carga nominal o normal medidas un día cualquiera de producción. Se quiere observar las diferencias respecto a los valores máximos del sistema.

Se ha realizado el análisis de dos casos dentro de este apartado. Cada uno de los casos corresponde con un día de producción diferente y en situaciones distintas de la planta. Se han utilizado valores reales medidos para muchas de las cargas en ambos casos. Dichos valores se encuentran en los anexos número 6 y número 7, para el primer y segundo caso respectivamente. En cuanto a las cargas de las cuales no se disponía de los valores reales, se ha tomado, por parte de la empresa, el siguiente criterio. Cuando estas cargas en cuestión, trabajan, aproximadamente, entorno al 60 % de su valor máximo, se encuentran trabajando a su valor nominal.

7.3.1 Análisis día 26 de febrero 2019

El primer caso de estudio, corresponde al día 26 de febrero del año 2019. En este día, concretamente a las 16 horas y 30 minutos de la tarde, se tomaron las medidas de muchas de las cargas de la planta de producción.

En el momento de tomar las medidas, la planta de producción se encontraba con las tres unidades en funcionamiento.

Después de realizar el análisis del flujo de potencias y extraer los resultados que podemos observar en el plano número 8 y en el anexo número 9, se puede asegurar que la planta trabaja y actúa correctamente ya que no se obtienen faltas ni alertas del análisis, exceptuando, claro está, la alerta crítica del grupo de emergencia comentada anteriormente.

En este análisis, se desea comparar los valores de potencia obtenidos en el anterior caso de cargas máximas, con los valores obtenidos en este caso para valores de cargas nominales.

Se observa claramente, una disminución de las potencias tanto de la activa como de la reactiva y, consecuentemente, de la potencia aparente del sistema. Esta reducción de las potencias se debe, en el caso de la potencia activa, a que los motores ya no trabajan en su potencia máxima sino a un porcentaje bastante inferior y, en el caso de la potencia reactiva, su disminución viene dada por las cargas que se encuentran a un nivel de tensión de 380 V que presentan un factor de potencia del 97%, ya que trabajan a menos potencias y, por lo tanto, la demanda de potencia reactiva también disminuye. Por esta razón, el factor de potencia del suministro de la red aumenta ligeramente respecto al mismo con cargas máximas.


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En cuanto a las potencias aparentes, la diferencia de actuar con el sistema trabajando con cargas a la máxima potencia o a potencia nominal se puede observar en el siguiente cálculo si se tiene en cuenta la potencia aparente demandada con cargas máximas como el 100 %:

a3G4Ä6543Ç645àÅÇ54Å5Å5(É1Ñ)a3G4Ä65Çáä6Ç5ÅÇ54Å5Å5(É1Ñ)

×100 (17)

Si se compara el valor de potencia nominal demandada con la potencia máxima que puede suministrar la red a la cual se encuentra conectada la planta:

a3G4Ä6543Ç645àÅÇ54Å5Å5(É1Ñ)a3G4Ä65Çáä6Ç5ÜEÇ646ÜGÖ5Å5ÖÅ(É1Ñ)

×100 (18)

Se observa que, con la planta trabajando en condiciones nominales, el margen de potencia con la red es muchísimo mayor. Este valor es, aproximadamente, el doble del margen que presentaba el sistema en condiciones de cargas máximas.

Por lo tanto, la capacidad que tiene la empresa para aumentar la planta de producción trabajando a condiciones nominales en sus cargas, es muy grande. La capacidad aumenta casi un 50 % respecto a esa capacidad trabajando la planta en condiciones máximas.

7.3.2 Análisis día 28 de febrero 2019

El segundo caso de estudio, corresponde al día 28 de febrero del año 2019. En este día, concretamente a las 12 horas del mediodía, se tomaron las medidas de muchas de las cargas de la planta de producción.

En el momento de tomar las medidas, la planta de producción se encontraba con dos de las tres unidades en funcionamiento, en concreto, las unidades 12 y 13. La unidad 11, se encontraba en parada en ese momento por tareas de mantenimiento.

Después de realizar el análisis del flujo de potencias y extraer los resultados que podemos observar en el plano número 9 y en el anexo número 10, se puede asegurar que la planta trabaja y actúa correctamente ya que no se obtienen faltas ni alertas del análisis, exceptuando, claro está, la alerta crítica del grupo de emergencia comentada en anteriores apartados.

En este análisis, se desea comparar los valores de potencia obtenidos en el anterior caso de cargas nominales, con los valores obtenidos en este caso para valores de cargas nominales sin una de las unidades de producción. La idea, es visualizar la diferencia de comportamiento del sistema sin una de las unidades de producción.

En este caso, no se ha realizado el diagrama de potencias ya que es exactamente igual que el diagrama de potencias del caso anterior, pero, reduciendo el tamaño de los vectores.


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Se observa en la tabla de resultados anterior, que el factor de potencia no varía. Esto nos indica que el hecho de eliminar únicamente una carga con demanda mínima de potencia reactiva, no afecta en el factor de potencia del sistema completo.

En cambio, el hecho de parar el funcionamiento de una unidad, en este caso, la unidad 11, implica una reducción importante de la potencia demandada.

∆Wwxstyzpusptupup = Wwxstyzp2|tzupus − Wwxstyzp3|tzupus (19)

Se observa, una reducción de la potencia en el caso de trabajar con las 3 unidades activas a hacerlo solamente con dos de ellas en activo.

Con respecto a la máxima potencia que puede demandar la planta cuando están activas las 3 unidades:

a3G4Ä6543Ç645àÅÇ54Å5Å5åE46Å5ÅÜ5ÄG6ç5Ü(É1Ñ)a3G4Ä65Çáä6Ç5ÅÇ54Å5Å5(É1Ñ)

×100 (20)

Este resultado, nos indica que la planta, en este caso de análisis, se encuentra trabajando a la mitad de su capacidad máxima cuando la unidad 11 se encuentra en parada. En el caso de ser la unidad 12 la que se encontrara parada, el cálculo reflejaría el mismo valor ya que presentan las mismas cargas y de la misma potencia. Son dos unidades gemelas. En caso de ser la unidad 13 la que se encontrara parada, el cálculo reflejaría un valor bastante inferior ya que esta unidad de producción es mucho mayor que el resto.


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7.4 Análisis en condiciones críticas

En este apartado, se pretende realizar el análisis del sistema en condiciones de carga máxima para diferentes casos extremos. Se realizaran los análisis con carga máxima ya que si el sistema es capaz de responder de manera correcta y efectiva a estas faltas en condiciones máximas será capaz de hacerlo en condiciones nominales.

Se quiere observar las limitaciones que presenta el sistema en caso de ocurrir alguna de las faltas que se van a ir estudiando a continuación y verificar si el sistema está preparado para responder a cualquier falta grave que pudiera ocurrir. Finalmente, se sacaran unas conclusiones de cada caso a estudiar.

Se va a tratar de estudiar 6 casos de posibles faltas críticas que comprometerían, en menor o mayor medida, la producción continua de la empresa en cuestión.

7.4.1 Caída Transformador TR-1

El primer caso a tratar, consiste en el análisis del sistema cuando el transformador TR-1 entra en falta y cae la línea 1 que contiene este transformador.

En el diagrama de flujo de este caso, que se puede observar en el plano número 10, y con los resultados obtenidos de la simulación en el anexo número 11, queda de forma clara que el sistema no está preparado para hacer frente a una falta de este tipo con las cargas actuando al máximo de sus posibilidades. Se observa una alerta crítica en el transformador TR-2 ya que, en este caso, es el único que se encarga de suministrar energía a las tres unidades de producción, gracias al acople de barras que se cierra aguas abajo del mismo, exceptuando el motor hipercompresor de la unidad 13 que cuelga de otra rama aguas arriba de donde se ha producido la falta.

En el anexo de resultados se encuentra al transformador TR-2 trabajando por encima de su capacidad. Esto es inadmisible ya que en el transformador trabajando de esta manera, solo pueden producirse problemas de sobretemperatura y sobrecalentamiento por el sobresfuerzo que está realizando pudiendo hacer saltar las protecciones del propio transformador y dejando la planta totalmente paralizada.

Después de observar los resultados obtenidos para este caso analítico, se decidió realizar el mismo caso para condiciones nominales para comprobar que en condiciones nominales esta falta no produciría más problemas sobre el sistema eléctrico.

Los resultados del análisis en condiciones nominales se muestran en el anexo número 12 y su diagrama de flujos en el plano número 11.


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Se confirma, después del segundo análisis, que el sistema para las cargas nominales sí que está preparado para soportar una falta de este tipo. En el diagrama de flujo no nos aparece ninguna alarma ni marginal ni crítica exceptuando de nuevo el grupo de emergencia que permanece apagado.

En este segundo análisis, el transformador TR-2 ha pasado de encontrarse trabajando por encima de su máximo teórico a hacerlo en un valor por debajo de ese máximo.

Por lo tanto, el sistema se encuentra preparado para soportar una falta como la analizada anteriormente, siempre y cuando, el sistema no trabaje en el hipotético caso de las cargas en valores máximos.

Para una futura ampliación, sería necesaria la incorporación de un tercer transformador TR-3 con tal de hacer frente a posibles problemáticas de este tipo, ya que un solo transformador se ha demostrado que en condiciones nominales es capaz de soportar las cargas actuales pero, un aumento progresivo de cargas disminuiría esa capacidad de soportar el sistema por parte, en este caso, del transformador TR-2.

7.4.2 Caída Transformador TR-2

El segundo caso a tratar, consiste en el análisis del sistema cuando el transformador TR-2 entra en falta y cae la línea 2 que contiene este transformador.

En este caso, no se ha realizado el diagrama de flujo ni el análisis en condiciones máximas ni en condiciones nominales, ya que por simetría del circuito e igualdad en las características de los transformadores TR-1 y TR-2, el sistema reaccionaria de la misma manera que en el caso anterior con la caída del transformador TR-1.

Por esta razón, no se ha creído conveniente realizar dicho análisis para este caso, pero, si se ha creído interesante comentar el caso de igualdad de esta falta con la anterior en cuanto al flujo de potencias y a la problemática que conlleva al sistema una falta de este tipo.


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7.4.3 Caída ETILENO 1

El tercer caso a tratar, consiste en el análisis del sistema cuando cae la línea que une la subestación principal con la subestación de las unidades 11 y 12 por la zona donde se encuentran conectadas las cargas de la unidad 11.

En el diagrama de flujo de este caso, que se puede observar en el plano número 12, y con los resultados obtenidos de la simulación en el anexo número 13, se observa que el sistema se encuentra preparado para hacer frente a una falta de este tipo con las cargas actuando al máximo de sus posibilidades. No aparece ninguna alarma marginal ni crítica sin tener en cuenta las excepciones o alarmas comentadas anteriormente sobre el grupo de emergencia y el transformador TR-9.

El sistema, tal y como se muestra en el diagrama de flujo, para este caso se ha optado por realizar un acople de barras aguas abajo de la línea en falta. Con tal de simplificar la repartición y minimizar las maniobras a realizar. A causa de esta necesidad de repartición de potencias por la caída de la línea, la tensión y la potencia que llega a las cargas se ha visto reducida mínimamente respecto a su funcionamiento normal. Sin embargo, esta reducción es visible en la tensión respecto a la nominal en los buses y en la potencia demandada por las cargas.

Para intentar minimizar esta reducción de tensión y potencia, se ha realizado también, una maniobra de acople de barras aguas arriba de la línea en falta. Los resultados del análisis después de realizar esta nueva maniobra los podemos encontrar en el anexo número 13 de la misma manera que sólo con la primera maniobra, y el diagrama de flujo, se puede observar en el plano número 13.

Después de realizar el análisis con esta nueva maniobra en el sistema, se observa en los resultados, que la tensión en los buses disminuye menos respecto a la nominal del bus en cuestión y las potencias se reducen también en menor medida con respecto a las demandadas por las cargas.

Con lo cual, la forma más eficiente y óptima para la solución de esta problemática, sería, sin duda, el acople de barras tanto aguas arriba como aguas abajo de la línea en falta por las razones ya descritas anteriormente.


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El cuarto caso a tratar, consiste en el análisis del sistema cuando cae la línea que une la subestación principal con la subestación de las unidades 11 y 12 por la zona donde se encuentran conectadas las cargas de la unidad 12.

En el diagrama de flujo de este caso, que se puede observar en el plano número 14, y con los resultados obtenidos de la simulación en el anexo número 14, se observa que el sistema se encuentra preparado para hacer frente a una falta de este tipo con las cargas actuando al máximo de sus posibilidades. No aparece ninguna alarma marginal ni crítica sin tener en cuenta las excepciones o alarmas comentadas anteriormente sobre el grupo de emergencia y el transformador TR-9.

El sistema, tal y como se muestra en el diagrama de flujo, para este caso se ha optado por realizar un acople de barras aguas abajo y otro aguas arriba de la línea en falta como en el caso anterior. En este caso, a causa de la diferencia de impedancias de una línea a la otra ya la línea de la unidad 12 presenta más distancia y consecuentemente más impedancia que la línea de la unidad 11, se observa que la reducción de potencias y tensiones en los buses del nivel de tensión de 380 V son negligibles.

Este caso, es peculiar, porque, tal y como se puede observar en el diagrama de flujo, si solo se realizara el acople de barras aguas debajo de la línea, se nos presentaría el mismo caso que si hubiera entrado en falta el transformador TR-2, aunque, en este caso, se encontraría trabajando en vacío y, como consecuencia de ello, el transformador TR-1 se encontraría trabajando por encima de sus posibilidades para abastecer de potencia a las cargas de las tres unidades. Esto no puede ocurrir, porque, como ya hemos visto antes, se podría provocar un grave problema al transformador y dejar a la planta sin funcionamiento en sus 3 unidades.

Con lo cual, la forma más eficiente y óptima para la solución de esta problemática, sería el acople de barras tanto aguas arriba como aguas abajo de la línea en falta por las razones ya descritas en el párrafo anterior.


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El quinto caso a tratar, consiste en el análisis del sistema cuando cae la línea que une la subestación principal con la subestación de las unidad 13.

En el diagrama de flujo de este caso, que se puede observar en el plano número 15, y con los resultados obtenidos de la simulación en el anexo número 15, se observa que el sistema no se encuentra preparado para suplir la caída de la línea en cuestión. Es simple ver que la falta que se analiza en este caso produce el paro de la unidad 13 ya que no tiene la posibilidad de suministrar tensión a las cargas desde otro lugar. Este hecho produce el arranque del grupo de emergencia que dará tensión al bloque de cargas comunes y mínimas de la unidad 13 compuesto por el alumbrado y alarmas entre otros. No aparece ninguna alarma marginal ni crítica sin tener en cuenta la alarma comentada anteriormente sobre el transformador TR-9.

El sistema, tal y como se muestra en el diagrama de flujo, queda sin tensión toda la unidad 13 desde las barras de 6 kV de la subestación principal. A causa de esta falta, se observa que automáticamente, se activa el grupo de emergencia por la rama de los comunes de la unidad 13 ya que el sistema y la planta se encuentran en estado de emergencia.

Por lo que toca al resto del sistema, esta falta no produce ninguna problemática en cualquier otro punto del sistema ya que el resto del sistema y unidades de producción, seguirán trabajando de manera eficiente a las tensiones y potencias demandadas correctas.

En una futura ampliación o remodelación del sistema, se debería conectar la unidad 13 a otra red de suministro eléctrico de reserva o interconectada con otra unidad de producción para evitar la caída completa de la unidad de producción en cuestión en caso de producirse un fallo como el descrito en este apartado.


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7.4.6 Grupo Electrógeno de Emergencia

Finalmente, el sexto caso a tratar, consiste en el análisis del sistema en el caso crítico de que cayeran las 3 unidades de producción.

En el diagrama de flujo de este caso, que se puede observar en el plano número 16, y con los resultados obtenidos de la simulación en el anexo número 16, se observa que el sistema no se encuentra preparado para suplir la caída de las 3 unidades de producción. Se ve claramente que el grupo de emergencia para el sistema en condiciones nominales no es capaz de soportar este hipotético caso crítico. No es posible que un generador genere más potencia de la máxima para la cual se encuentra diseñado.

Además, como se ha comentado en el párrafo anterior, este caso se ha realizado con resultados negativos para las cargas en condiciones nominales. Por lo tanto, es de la misma forma negativo el análisis para las cargas en valores máximos.

Hay que tener en cuenta, que no sólo no es capaz de dar servicio a la vez a las 3 cargas en condiciones de emergencia en la planta sino, que tampoco es capaz de dar servicio solamente a las cargas comunes de las tres unidades de producción a la vez.

El grupo de emergencia, sólo nos presenta resultados positivos en algunas relaciones de cargas.

En una futura ampliación o remodelación del sistema, se debería cambiar el grupo electrógeno a otro de más potencia o añadir un grupo electrógeno al que ya existe para tener un margen de seguridad en casos muy remotos como el estudiado en este apartado.


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8. Análisis mediante PSIM

En el siguiente apartado se realizará el análisis de la respuesta del sistema a cortocircuitos en dos puntos diferentes del mismo. Para ello, se ha utilizado el programa PSIM en su versión completa 9.0. El esquema de todo el sistema en PSIM se puede observar en el plano número 17.

Se pretende visualizar las formas de onda de corriente y tensión en varios de los puntos del sistema cuando esta falta ocurre y observar como con las protecciones se reduce los problemas producidos por una falta de este tipo. También se desea demostrar que a las cargas siempre se les va a proporcionar la potencia que demandan, es decir, la tensión y la corriente necesaria.

Como se ha mencionado anteriormente, se analizarán dos casos, un cortocircuito asimétrico y uno simétrico. El primero de ellos es un cortocircuito asimétrico entre la fase B y la fase C y a tierra en el secundario del transformador T-1 a un nivel de tensión de 380 V eficaces de línea.

En este primer caso, las protecciones que entrarán en juego, son las protecciones que existen en el primario y el secundario del transformador T-1, y las propias protecciones del transformador en cuestión. Se tratan de protecciones contra sobreintensidades instantáneas como contra sobreintensidades temporizadas en un breve espacio de tiempo. En el transformador, se pueden encontrar protecciones contra sobretemperatura, sobrepresión, nivel de líquido y protección contra fugas o contacto a tierra. Serán las encargadas de actuar sobre la falta para impedir su propagación por el resto de elementos del circuito y reducir sus consecuencias. Estas protecciones son estudiadas con más detalle en el apartado 9 del presente proyecto “Análisis de Protecciones”.

Figura 5. Cortocircuito entre 2 fases y a tierra.

El segundo caso a analizar, se trata de un cortocircuito trifásico simétrico en la línea ETILENO 2, que une la subestación principal con la subestación secundaria de las unidades 11 y 12, en concreto con las cargas de la unidad 12, a un nivel de tensión de 6 kV.


37

En este segundo caso, las protecciones que entrarán en juego, son las protecciones que existen al inicio y al final de la línea ETILENO 2. Se tratan de protecciones contra sobreintensidades instantáneas como contra sobreintensidades temporizadas en un breve espacio de tiempo. Serán las encargadas de actuar sobre la falta para impedir su propagación por el resto de elementos del circuito y reducir sus consecuencias. Estas protecciones son estudiadas con más detalle en el apartado 9 del presente proyecto “Análisis de Protecciones”.

Figura 6. Cortocircuito trifásico.

Más información sobre cortocircuitos y corrientes de cortocircuito se puede encontrar en el libro “Corrientes de cortocircuito en redes trifásicas” de Richard Roeper [3].

En cuanto a la simulación, se realizarán medidas cada 39 µs durante un tiempo total de 2 segundos de simulación, y, realizando una simple división, se obtendrá el número de puntos obtenidos de la simulación.

éºv|txwz|êpyzót = í6ÇD3G3G5àÅÜ6ÇEà5Ä6ó4(Ü)b4GÖç5à3ÅÇÅ6Å5Ü(Ü)

(21)

Substituyendo los valores,

éºv|txwz|êpyzót = 2

3.906×10;ñ= 51.203v|txw


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8.1 Cortocircuito asimétrico en el transformador T-1

En este primer caso, el cortocircuito, en rojo en el plano número 17 del apartado “Planos” del presente documento, se produce entre las fases B y C y tierra a un nivel de tensión de 380 V eficaces de línea, es decir, en el secundario del transformador T-1. Se trata de un cortocircuito asimétrico.

Se va a generar el cortocircuito en una duración de 0,4 segundos para observar, sin actuar las protecciones como respondería el sistema a esta falta. En la siguiente figura, se ve el cortocircuito como aumenta hasta unos 60 kA de pico y, poco a poco, se va estabilizando y pasa del régimen subtransitorio al transitorio en unos 3 ciclos que equivaldrían a 60 milisegundos.

Para llegar al régimen permanente, en este caso, se necesitaría más tiempo de simulación, y, se puede ver que a partir de 1,35 segundos, el sistema es casi estable ya así que se puede tomar ese valor, o uno un poco superior como el tiempo de paso del régimen transitorio al permanente. Se observa el desequilibrio de corrientes entre las fases A y B en amplitud ya que hay una diferencia de 5 kA entre sus corrientes máximas. La fase A, en color rojo, sigue su funcionamiento normal ya que no se encuentra afectada.

Figura 7. Cortocircuito asimétrico en el devanado secundario del transformador T-1.

Las consecuencias del cortocircuito afectan al resto de sistemas pudiendo desgastar e incluso dejar sin utilidad a otros elementos del sistema.

En la gráfica que se mostrará a continuación, se observan las corrientes de cortocircuito en los tres niveles de tensión, por orden creciente y de arriba abajo. Como conclusiones, decir que contra más lejos de la zona donde se ha producido la falta, menos pronunciado es ese salto de la magnitud de las corrientes. El desequilibrio, sin embargo, persiste.


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Figura 8. Corrientes de cortocircuito en los tres niveles de tensión.

Otro hecho que sucede cuando se produce un cortocircuito, es la posible caída de tensión generando huecos de tensión en el sistema. Como se puede ver en la siguiente gráfica, las ondas de tensión de las dos fases en cortocircuito se unen formando una sola y se observa cómo se reduce la tensión produciendo el denominado hueco de tensión mencionado anteriormente. El hueco de tensión para las tensiones de fase, en valores eficaces, es del 50% aproximadamente, un valor realmente grande que se observa en la gráfica siguiente.

Figura 9. Tensiones de fase en el punto del cortocircuito.

En cambio, en la gráfica siguiente, de la tensión de línea, el hueco de tensión es muy inferior visiblemente. El valor de tensión eficaz durante el cortocircuito es de 332 V


40

respecto a los 380 V nominales, lo que equivale a una reducción del 13% de la tensión nominal.

Figura 10. Tensión de línea en el punto del cortocircuito.

Finalmente, vamos a observar la potencia en las cargas, que es lo que realmente nos interesa mantener en correcto funcionamiento. A continuación se estudiaran las cargas de la unidad 11, ya que son las cargas más próximas al cortocircuito, y las de la unidad 13 para ver su afecto a otras cargas.

En la unidad 11, se observa un pequeño hueco de tensión en sus cargas tanto en el nivel de 380 V como en el nivel de 6 kV. Esto produce una reducción de la potencia en el caso del nivel de 6 kV mientras que en el caso de las cargas de 380 V esta reducción es temporal al inicio y al final del cortocircuito.

Figura 11. Potencia aparente y tensión de línea en cargas de la unidad 11.


41

En la unidad 13, se puede ver como las cargas también se ven afectadas pero en menor medida. La caída de tensión durante el cortocircuito existe pero es prácticamente inapreciable. En cuanto a las potencias de las cargas, se ven reducidas también a causa de la caída de tensión mencionada.

Figura 12. Potencia aparente y tensión de línea en cargas de la unidad 13.

Seguidamente, se va a generar el cortocircuito en una duración de 0,4 segundos para observar como la actuación de las protecciones elimina los problemas mencionados anteriormente. Se ha de tener en cuenta que se ha realizado en el peor de los casos de actuación de las protecciones.

Se ha simulado el sistema respecto a la actuación de protecciones que indica el fabricante de los equipos instalados en la actualidad en el sistema. Como lo que se desea es actuar de forma rápida para minimizar las pérdidas y los problemas en las cargas y elementos del sistema se ha utilizado el modo de transferencia rápida.

La teoría de este sistema dice que el sistema, al detectar la falta siempre que las condiciones de sincronismo se cumplan entre las tensiones pertinentes, actuará de forma simultánea enviando un 1 a todos los interruptores que tengan que actuar. Sin embargo, en la práctica, los tiempos de activado y desactivado de un interruptor son diferentes, lo que implica una interrupción de unos 20 milisegundos en los peores casos. A este tiempo hay que sumarle 15 milisegundos que es lo que tarda en reaccionar a la falta el sistema.

En la gráfica de la figura 15, se ve las corrientes y las tensiones de las 3 fases en el punto del cortocircuito. Se observa que, la actuación de las protecciones, reduce el tiempo de cortocircuito a escasos 35 milisegundos, la mitad del tiempo del régimen sub-transitorio. Por tanto, el tiempo del hueco de tensión se reduce también.


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Figura 13. Corrientes y tensiones de fase en el punto de cortocircuito con actuación de protecciones.

A causa de abrir la línea donde se ha producido la falta, se debe cerrar el acople de barras para suministrar por la otra rama. Se observa en la siguiente figura como, en el cambio debido a la falta, se produce una pequeña caída de la tensión casi inapreciable y un aumento considerable de la corriente que circulaba por ese transformador en condiciones de trabajo normal ya que la corriente demandada por la unidad 11 circulará ahora por el transformador T-2 en vez de por el transformador T-1.

Figura 14. Corrientes y tensión de línea transformador T-2

En el caso de las cargas de la unidad 11, se puede ver lo comentado anteriormente. En el nivel de 380 V, se observa ese parón mínimo del suministro a causa de la actuación de los


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interruptores mientras que la potencia, la reducción de su valor es mínima y el valor es suficiente para las cargas.

Figura 15. Carga unidad 11 después de actuar las protecciones.

En el caso de las cargas del nivel de 6 kV, se observa como el hueco de tensión es visible, sin embargo, la reducción respecto el valor nominal no es muy grande y, en la potencia, se observa una mínima reducción de corto tiempo y que recupera su valor inmediatamente después.

Figura 16. Motores unidad 11 después de actuar las protecciones.


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Como conclusión a este apartado, decir que depende de la magnitud de la corriente de cortocircuito que actué la protección contra sobreintensidad instantánea o al temporizada. Probablemente, sea la instantánea, ya que un cortocircuito superará el umbral para la actuación de dicha protección.

La otra protección involucrada, podría ser la protección 64 contra contacto a tierra del transformador ya que el cortocircuito se produce entre dos fases y tierra y depende del punto exacto donde se produzca que pudiera ser detectada la falta por esta protección con idea de proteger el elemento transformador.

En cuanto al resto de protecciones del transformador no deberían verse involucradas a excepto de la protección térmica por un sobrecalentamiento del equipo debido al nivel de corriente. De todas maneras, en un funcionamiento normal, deberían actuar el resto de protecciones comentadas antes que la protección térmica comentada.


45

8.2 Cortocircuito simétrico trifásico en la línea ETILENO 2

En este segundo caso, el cortocircuito, en color azul en el plano número 17 del apartado “Planos” del presente documento, se produce entre las tres fases A, B y C a un nivel de tensión de 6 kV eficaces de línea, es decir, en la línea de distribución. Se trata de un cortocircuito simétrico.

Se va a generar el cortocircuito en una duración de 0,4 segundos para observar, sin actuar las protecciones como respondería el sistema a esta falta. En la siguiente figura, se ve el cortocircuito como aumenta hasta unos 60 kA de pico. Un valor parecido al obtenido en el anterior cortocircuito en 380 V pero si se compara con el valor en el nivel de 6 kV anteriormente, es muy superior en este caso.

Se ve claramente en la gráfica de la figura 19, como el cortocircuito es simétrico ya que aumentan las tres fases por igual y presentan la misma magnitud desfasada 120 grados. Son corrientes equilibradas entre las fases.

Figura 17. Cortocircuito simétrico en la línea etileno 2.

En la figura 20, se pretende ver las corrientes de cortocircuito en los 3 niveles de tensión. De la misma forma que en el caso anterior se puede ver como aumentan de forma simétrica en los niveles de 25 kV y de 6 kV aunque con un valor inferior de corriente en el caso de los 25 kV. No sucede así en el nivel de 380 V ya que al encontrarse por debajo del cortocircuito la corriente disminuye ya que presentan cargas con mayor impedancia.


46

Figura 18. Corrientes de cortocircuito simétrico en los tres niveles de tensión.

Sigue produciéndose el mismo fenómeno en las tensiones de fase, un hueco de tensión que en este caso se produce en las tres fases. La reducción de la tensión en las 3 fases es del 33% respecto a la nominal.

Figura 19. Tensiones de fase en el punto de cortocircuito.

Por lo que hace la tensión de línea, también se observa este hueco de tensión tal y como se puede ver en la figura 22. En este caso, la reducción de las tensiones es del 45% aproximadamente.


47

Figura 20. Tensión de línea en el punto de cortocircuito.

Finalmente, nos queda observar cómo responden las cargas de la unidad 12 a la falta producida por el cortocircuito. En la figura 23, se puede ver como el hueco de tensión es mayor en el nivel de tensión de 6 kV donde se encuentra la carga de los motores de esta unidad y donde se ha producido la falta. De la misma manera, y, a consecuencia de lo comentado, la potencia se reduce en prácticamente 4 kVA de potencia.

Por lo que hace las cargas a 380 V también es visible y detectable esa reducción de tensión y de potencias mientras dura la falta. Sin embargo, estas caídas del valor nominal de tensión y potencia son mínimas si se comparan con los valores de esas mismas caídas en el nivel de tensión de 6 kV.

Figura 21. Potencias y tensiones de línea de las cargas de la unidad 12.


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Seguidamente, se va a generar el cortocircuito en una duración de 0,4 segundos para observar como la actuación de las protecciones elimina los problemas mencionados anteriormente. Se ha de tener en cuenta que se ha realizado en el peor de los casos de actuación de las protecciones de la misma manera que en el caso anterior.

En la gráfica de la figura 24, se pueden ver las corrientes y las tensiones de las 3 fases en el punto del cortocircuito. Se observa que, la actuación de las protecciones, reduce el tiempo de cortocircuito a escasos 35 milisegundos. Por tanto, el tiempo del hueco de tensión se reduce también de la misma forma que en el caso anterior.

Figura 22. Corrientes y tensiones en el punto de cortocircuito después de actuar las protecciones.

A causa de abrir la línea donde se ha producido la falta, se debe cerrar el acople de barras para suministrar por la otra rama. Se observa en la figura 25 como, en el cambio debido a la falta, se produce una pequeña caída de la tensión inapreciable a simple vista y un aumento considerable de la corriente que circulaba por la línea etileno 1 respecto a la corriente que circulaba por esa línea en condiciones de trabajo normal ya que la corriente demandada por la unidad 12 circulará ahora por la línea etileno 1 en vez de por la línea etileno 2 que se encontrará abierta a causa de la falta detectada y no será operativa de nuevo hasta que se solucione dicha falta.


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Figura 23. Corrientes y tensión de la línea etileno 1.

En el caso de las cargas de la unidad 12, se puede ver la misma actuación comentada en el caso de análisis anterior sobre el funcionamiento de los interruptores y sus tiempos de actuación. En el nivel de 380 V, se observa ese parón mínimo del suministro a causa de la actuación de los interruptores. En cambio, en la gráfica de la potencia, la reducción de su valor es inapreciable y solo se observa un pico de potencia cuando se rearma el suministro después de ese tiempo de corte del mismo.

Figura 24. Potencia y tensión de la carga de la unidad 12.


50

En el caso de los motores de 6 kV, se puede observar que en el caso de la tensión se observa esa pérdida mínima del suministro durante un período de tiempo muy corto y una reducción mínima antes de ese corte de la tensión.

La potencia, sin embargo, presenta un descenso en ese momento de corte, pero recupera su valor en un tiempo relativamente corto y no debería ser apreciable ni provocar errores en el funcionamiento de los motores en cuestión.

Figura 25. Potencia y tensión de los motores de la unidad 12.

Como conclusión de este apartado, decir que para esta falta en concreto, probablemente actuaría el relé de sobreintensidad instantánea ya que la corriente de cortocircuito que se crea es muy elevada y la actuación de esta protección es más rápida que la del resto. Esta actuación rápida y eficaz, nos protege el sistema y, además, al resto de protecciones que, en caso de actuar sobre la falta un tiempo más tarde, podrían verse dañadas o afectadas.


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9. Análisis de Protecciones

En el siguiente apartado se realizará el análisis de las protecciones del sistema eléctrico que se está estudiando. Se pretende estudiar las protecciones por zonas. En este análisis, se incidirá especialmente en las protecciones de sobreintensidad ya que son las de mayor importancia para este proyecto. El resto de protecciones también se analizaran en menor medida. Se han utilizado los criterios generales de protección del sistema eléctrico peninsular español [5] como soporte para este apartado del proyecto.

La principal idea de este apartado es el de observar las protecciones que se tienen en el sistema, en especial las de sobreintensidad, su funcionamiento y conexión, su calibración y poder así verificar que la calibración de todas estas protecciones de sobreintensidad, se encuentra por encima del 120% de intensidad en condiciones máximas a petición de la empresa.

Las zonas a estudiar, son las siguientes: Las líneas de suministro 1 y 2, los dos transformadores de 20 MVA, el TR-1 y el TR-2, tanto por su lado de 25 kV como por su lado de 6 kV, los motores, las protecciones de las líneas ETILENO 1,2 y 3 y, finalmente, los transformadores de 2 MVA y el transformador TR-9.

Antes de empezar, es importante entender cómo están conectadas las protecciones de sobreintensidad al sistema trifásico. Estas protecciones de sobreintensidad, no pueden estar conectadas directamente a una de las fases ya que el corriente que permite el dispositivo de protección, es mucho menor respecto a la corriente de fase del sistema que circula por la fase a la cual va conectado el dispositivo de protección. Con lo cual, está protección, necesita de un transformador de medida de intensidad o corriente para reducir la corriente del sistema a un valor detectable por el dispositivo de protección.

Figura 26. Esquema de protecciones de sobreintensidad.


52

Tal y como se ve en la imagen anterior, el relé de sobreintensidad actuará, cuando la intensidad que circule por él, sea superior que la intensidad a la que ha sido calibrado. Existen dos tipos de protecciones de sobreintensidad según el código ANSI, el relé de protección por sobreintensidad instantáneo con código ANSI 50, y el relé de protección por sobreintensidad temporizado con código ANSI 51.

La principal diferencia, recae en el tiempo de acción. El relé instantáneo actuará inmediatamente cuando la corriente sea superior al valor calibrado mientras que, el relé temporizado, actuará si se mantiene una corriente superior a la calibrada, siempre siendo esta inferior a la del relé instantáneo, durante un tiempo determinado que también es ajustable.

En la imagen anterior, se pueden observar las diferencias entre los dos tipos de protección por sobreintensidad. A la izquierda, se ve la gráfica de actuación del relé instantáneo que actúa en un tiempo T, muy corto, cuando se supera el umbral de corriente Is. De otra manera, a la derecha, se observa la gráfica de actuación del relé temporizado, según la curva elegida y el tiempo y corriente elegidas en la calibración y configuración del dispositivo, actuará en mayor o menor tiempo cuando se supere el umbral de corriente. El valor del tiempo de actuación del relé temporizado depende de la curva escogida. A continuación, las fórmulas para el cálculo del tiempo de actuación del relé para cada una de las tres curvas posibles.

Curva Inversa

x = J.<ò

( ôô9)ö.öA;<

× íå.õú

(21)

Figura 27. Gráficas de relé de sobreintensidad instantáneo y temporizado.


53

Donde T es regulable desde 100 ms hasta 4 s en intervalos de 10 ms, con un total de 390 curvas disponibles.

Curva Muy Inversa

x = <?.ñ( ôô9);<× í

<.ñ (22)


Curva Extremadamente Inversa

x = ùJ

( ôô9)A;<

× íJ.ùJù

(23)


Para más detalle sobre las protecciones de sobreintensidad y muchas otras consultar el fichero de protecciones eléctricas de media tensión de Schneider Electric [4]. Las imágenes de las figuras 28 y 29 también han sido extraídas de esta fuente.

Recordar que las siguientes protecciones, pueden ser protecciones de fase o protecciones homopolares como en el caso de la protección por sobreintensidad de neutro o a tierra.

9.1 Líneas 1 y 2

Las líneas 1 y 2 de suministro eléctrico a la empresa transformadora de etileno son exactamente iguales y, por lo tanto, sus protecciones también lo serán. En el esquema de protecciones del plano número 18, los bloques de protecciones que se analizan en este apartado son el bloque 1 y el 2.

Además, en estas líneas, también presentan un relé de protección diferencial con el código ANSI 87, que protege de la diferencia entre las corrientes que vienen dadas por la empresa distribuidora y las corrientes del propio sistema eléctrico de la empresa.


54

9.2 Transformadores TR-1 y TR-2

Las líneas de los transformadores TR-1 y TR-2, como en el apartado anterior, son iguales y, por lo tanto, sus protecciones también lo serán. En el esquema de protecciones del plano número 18, los bloques de protecciones que se analizan en este apartado son el bloque 3, 4, 5, 6, 7 y el 8.

Además, los transformadores, también presentan un relé de protección de cuba, con código ANSI 50C, para aislar la cuba del transformador de tierra. Con esta protección, se consigue detectar cualquier falta interna a tierra o contorneo de los bornes del transformador.

También tienen un relé de protección térmico por sobretemperatura, con código ANSI 49, para proteger, en este caso, al transformador, de un sobrecalentamiento y de trabajar a temperaturas altas perjudiciales para el elemento en cuestión.

Finalmente, como se trata de transformadores bañados en aceite, un relé de sobrepresión, con código ANSI 63, que se trata, actualmente, de un relé Buchholz, típica protección de los transformadores bañados en aceite.

A continuación, se analizara, en dos tablas diferentes, las protecciones de la línea en el lado de 25 kV y en el lado de 6 kV respectivamente. La idea de coordinación de las protecciones, en este caso, es la de que, en caso de producirse un cortocircuito, la falta sea despejada por el lado de 25 kV con lo que la intensidad a cortar por el disyuntor es 4 veces inferior a la correspondiente en el lado de 6 kV.

9.3 Motores

Todos los motores de la planta, sea cual sea, su potencia y situación, presentan un relé multifunción de protección en la línea a la que están conectados. En el esquema de protecciones, todos los bloques con las siglas RMF son los bloques que contienen un relé multifunción en esa zona. Este relé multifunción, cuenta con diversas protecciones como las siguientes.

- Relé de mínima tensión (27), es el que funciona al descender la tensión de un valor predeterminado.

- Relé de intensidad para equilibrio o inversión de fases (46), es un relé que funciona cuando las intensidades polifásicas están en secuencia inversa o desequilibrada o contienen componentes de secuencia negativa.

- Relé térmico para máquina (49), es el que funciona cuando la temperatura de la máquina, aparato o transformador excede de un valor fijado.


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- Relé instantáneo de sobreintensidad (50) y de sobreintensidad de neutro (50N), es el que funciona instantáneamente con un valor excesivo de velocidad de aumento de intensidad.

- Relé de sobreintensidad temporizado (51), es un relé con una característica de tiempo inverso o de tiempo fijo que funciona cuando la intensidad de un circuito de corriente alterna sobrepasa un valor dado.

El relé multifunción se encuentra conectado a un relé auxiliar con rearme manual de código ANSI 86 para rearmar en caso de que el relé multifunción saltara por alguna falta de las mencionadas anteriormente.

9.4 Protecciones Líneas Unidades 11, 12 y 13

Las líneas que unen las subestaciones secundarias de cada unidad con la subestación principal en el nivel de tensión de 6 kV presentan protecciones de sobreintensidad en dos zonas, la primera en el inicio de la línea a la salida de la subestación principal, la segunda al final de la línea en la entrada de las subestaciones individuales de cada unidad. Por esto, las tablas de las protecciones se han dividido en estos dos apartados correspondientes a las zonas anteriormente mencionadas.

Como dato, se observa que en el inicio de línea las protecciones son iguales para las tres líneas correspondientes a las 3 unidades. En cambio, en el final de línea, la línea ETILENO 3 correspondiente a la unidad 13, difiere mínimamente de las otras dos ya que incorpora la protección homopolar de sobreintensidad temporizada de neutro.

Para contrastar todas las líneas que salen de la subestación principal, queda averiguar las protecciones correspondientes a la línea de accionamiento y señal donde se encuentra el transformador TR-5. En esta línea, se encuentra un fusible de protección de 40 A. Es la única línea que tiene una protección de este tipo debido a que el valor de la corriente que circula por ella es muy inferior en comparación al resto del sistema.

9.5 Transformadores de 2 MVA y transformador TR-9

En este apartado, queda analizar las ramas que todavía no se han analizado anteriormente. Todas las ramas a analizar, en el lado de alta tensión de los transformadores, presentan protecciones de sobreintensidad, pero, no se tiene información sobre la calibración de las mismas.


56

Los transformadores T-1, T-2, T-3, T-4 y T-5 de 2 MVA de potencia, y el transformador TR-9 de 9 MVA de potencia, comparten el mismo tipo de protecciones y todos ellos son bañados en aceite. Todos ellos presentan las siguientes protecciones.

- Dispositivo térmico (26), es el que funciona cuando la temperatura excede de un valor determinado con anterioridad.

- Relé de presión de gas, líquido o vacío (63), es el que funciona con un valor dado de presión del líquido o gas, para una determinada velocidad de variación de la presión. Protección para la presión del aceite.

- Relé de protección de tierra (64), es el que funciona con el fallo a tierra del aislamiento de un transformador en este caso. Esta función se aplica sólo a un relé que detecta el paso de corriente desde el armazón de una máquina a tierra, o detecta una tierra en un bobinado o circuito normalmente no puesto a tierra. No se aplica a un dispositivo conectado en el circuito secundario o en el neutro secundario de un transformador o transformadores de intensidad, conectados en el circuito de potencia de un sistema puesto normalmente a tierra.

- Relé de nivel líquido o gaseoso (71). Este relé funciona para valores dados de nivel de líquidos o gases, o para determinadas velocidades de variación de estos parámetros. Protección para el nivel de aceite.

En el anexo número 17, se verifica la calibración de todos los dispositivos de protección de sobreintensidad por encima del 120% de sobrecarga permanente.

A partir de este análisis, se puede observar que se verifica el criterio de calibración por encima del 120% de todas las protecciones y además, se observa una selectividad amperimétrica de las mismas. Es decir, siempre actuará antes la protección aguas abajo de la falta que la protección que existe aguas arriba de la misma. Se verifica por la calibración de las protecciones, ya que la inmediatamente superior presenta una calibración de mayor valor de corriente. Para concretar si la sensibilidad es parcial o total y si existe coordinación entre las protecciones se deberá realizar su estudio pertinente que no forma parte del presente proyecto.

Conclusiones

57

Conclusiones

Conclusiones

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Las conclusiones que se pueden extraer después de realizar el análisis del sistema eléctrico de la empresa transformadora de etileno y respecto a los objetivos marcados al inicio del presente proyecto son las siguientes.

• Se ha podido verificar que los valores dados por la empresa de documentación desactualizada eran correctos respecto a variables del sistema, elementos del mismo, calibración de las protecciones, etcétera.

• Se ha podido demostrar que el margen que presenta el sistema respecto a la máxima potencia que puede suministrar la red a la que está conectado es más que suficiente para poder ampliar la empresa con alguna unidad de producción más.

• Se ha comprobado que el sistema, para condiciones de cargas nominales y cargas máximas en un funcionamiento normal del mismo, no presenta ningún punto crítico ni ningún elemento trabajando en condiciones críticas.

• El análisis del sistema en varias condiciones críticas ha salido negativo en algunos casos.

• Si cae la línea de alguno de los transformadores de 20 MVA, el sistema es incapaz de soportar las cargas máximas de las tres unidades en activo con un único transformador. En el caso del análisis en condiciones de cargas nominales, el sistema sí que sería capaz de sostenerse pero siguiendo el criterio del dimensionado para cargas máximas, el sistema daría negativo en este caso. Por esta razón, se debería tener un transformador de reserva, o en el caso, de ampliación de la planta, un nuevo transformador parecido al TR-1 y TR-2 que se tienen actualmente.

• Si cae la línea ETILENO 3, la unidad 13 queda sin suministro a excepto de su motor hipercompresor sin solución posible alguna dentro del sistema. Por lo tanto, sería necesario un acople de barras aguas abajo para solucionar esta problemática como sucede en las unidades 11 y 12. Se entiende que a día de hoy, eso resultaría imposible ya que una subestación de la otra se encuentran a bastante distancia. Se propone tender dos líneas hacia la unidad 13 con tal de solucionar esta problemática y esta segunda línea podría ser el comienzo de una nueva unidad de producción para la empresa.

• El grupo de emergencia o grupo electrógeno, no se encuentra preparado

para soportar las cargas necesarias en caso de emergencia para dos unidades simultáneas. Con lo cual se propone un nuevo dimensionado de este generador para ser capaz de abastecer, al menos, a dos unidades de producción de manera simultánea.

Conclusiones

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• Se ha podido verificar que la calibración de los relés de sobreintensidad

temporizados cumplían con el criterio asignado de encontrarse calibrados por encima del 120 % y presentaban una sensibilidad amperimétrica. De todas formas, se deberán revisar los ajustes y calibraciones ya que, en algunos casos, pueden ser excesivos y, sería necesario un análisis completo para detallar si existe una correcta coordinación de las protecciones del sistema.

En resumen, el sistema es válido. Funciona tanto para cargas máximas como para cargas nominales, pero, sin embargo, debería revisar algunos casos muy críticos, como los analizados en este proyecto, para poder soportar cualquier falta que se produjese.

Esta sección contiene información confidencial perteneciente Planos a la empresa Transformadora de Etileno A.I.E.

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Planos


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Plano Nº 0: Esquema Unifilar Básico

Plano que muestra el esquemático del sistema con las impedancias proporcionadas por la empresa, cargas y zonas o niveles de tensión.


62

Plano Nº 1: Esquema Unifilar

Plano que muestra el esquemático del sistema detallado con las impedancias proporcionadas por la empresa, cargas, zonas, puestas a tierra y transformadores con sus características propias.


63

Plano Nº 2: Esquema Unifilar con Impedancias

Plano que muestra el esquemático del sistema con las impedancias proporcionadas por la empresa.


64

Plano Nº 3: Esquema Unifilar con Valores por Unidad

Plano que muestra el esquemático del sistema por unidad con impedancias ya calculadas.


65

Plano Nº 4: Esquema Unifilar Reducido con Valores por Unidad

Plano que muestra el esquemático del sistema por unidad con impedancias reducidas al mínimo, es decir, la simplificación del anterior plano.


66

Plano Nº 5: Esquema Elementos del Sistema

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo mediante ETAP donde se observan la nomenclatura utilizada para cada uno de los elementos del sistema.


67

Plano Nº 6: Esquema Niveles de Tensión

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo mediante ETAP donde se observan las tres zonas o niveles de tensión diferenciadas por tres colores distintos.


68

Plano Nº 7: Flujo de potencias para cargas máximas

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con la extracción de resultados del análisis del flujo de cargas mediante ETAP línea a línea del sistema para el caso de trabajar con las cargas al 100% de su carga de trabajo.


69

Plano Nº 8: Flujo de potencias día 26 de febrero del 2019

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con la extracción de resultados del análisis del flujo de cargas mediante ETAP línea a línea del sistema para el caso de las medidas tomadas el día de producción 26 de febrero del 2019 con las tres unidades de producción en funcionamiento.


70

Plano Nº 9: Flujo de potencias día 28 de febrero del 2019

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con la extracción de resultados del análisis del flujo de cargas mediante ETAP línea a línea del sistema para el caso de las medidas tomadas el día de producción 28 de febrero del 2019 con solamente dos unidades de producción en funcionamiento.


71

Plano Nº 10: Flujo de potencias caída TR-1 cargas máximas

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con la extracción de resultados del análisis del flujo de cargas mediante ETAP línea a línea del sistema para el caso crítico de tener una falta en el transformador TR-1 y, por tanto, en corte la línea 1 de suministro. En este caso, se realiza el análisis en cargas máximas de trabajo.


72

Plano Nº 11: Flujo de potencias caída TR-1 cargas nominales

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con la extracción de resultados del análisis del flujo de cargas mediante ETAP línea a línea del sistema para el caso crítico de tener una falta en el transformador TR-1 y, por tanto, en corte la línea 1 de suministro. En este caso, se realiza el análisis en cargas nominales de trabajo.


73

Plano Nº 12: Flujo de potencias caída línea ETILENO 1

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con la extracción de resultados del análisis del flujo de cargas mediante ETAP línea a línea del sistema para el caso crítico de tener sin suministro la unidad 11 a causa de la caída de la línea ETILENO 1. En este caso, se realiza el acople de barras solamente aguas abajo de la falta.


74

Plano Nº 13: Flujo de potencias caída línea ETILENO 1 (2)

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con la extracción de resultados del análisis del flujo de cargas mediante ETAP línea a línea del sistema para el caso crítico de tener sin suministro la unidad 11 a causa de la caída de la línea ETILENO 1. En este caso, se realiza el acople de barras aguas arriba y aguas abajo de la falta.


75


Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con la extracción de resultados del análisis del flujo de cargas mediante ETAP línea a línea del sistema para el caso crítico de tener sin suministro la unidad 12 a causa de la caída de la línea ETILENO 2.


76


Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con la extracción de resultados del análisis del flujo de cargas mediante ETAP línea a línea del sistema para el caso crítico de tener sin suministro la unidad 13 a causa de la caída de la línea ETILENO 3.


77

Plano Nº 16: Flujo de carga nominal Grupo de Emergencia

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con la extracción de resultados del análisis del flujo de cargas mediante ETAP línea a línea del sistema para el caso crítico de tener sin suministro las 3 unidades de producción sostenidas por el grupo electrógeno en cuestión.


78

Plano Nº 17: Esquema PSIM

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo dibujado en el programa de simulación virtual PSIM con el que poder simular las respuestas del sistema a los dos casos de cortocircuito, el trifásico simétrico y el bifásico y a tierra asimétrico, que también se encuentran representados en dicho plano.


79

Plano Nº 18: Esquema de protecciones del sistema

Plano que muestra el esquemático del sistema al completo con las protecciones que existen en cada una de las zonas o niveles de tensión, en algunos de los elementos del mismo como pueden ser los transformadores y en cada una de las líneas derivadas de la red suministradora.

Referencias

80

Referencias

Referencias

81

[1] Antonio Gómez Expósito, Análisis y operación de sistemas de energía eléctrica, McGraw-Hill, 2002.

[2] Real Decreto 223/2008, del 15 de febrero. Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias. Recuperado del Boletín Oficial del Estado: https://www.boe.es/buscar/doc.php?id=BOE-A-2008-5269

[3] Richard Roeper, Corrientes de cortocircuito en redes trifásicas, Marcombo S.A., 2ª edición, 1985.

[4] Schneider Electric España S.A, Protecciones eléctricas en MT, Mayo 2003. Recuperado de la página web de Schneider Electric: https://download.schneider-electric.com/files?p_enDocType=Cahier+Technique&p_File_Name=PT-071+NEW.pdf&p_Doc_Ref=CT-PT-071-Z002

[5] Red Eléctrica de España, Criterios generales de protección del sistema eléctrico peninsular español, Noviembre 1995. Recuperado de la página web de Red Eléctrica de España:

https://www.ree.es/es/publicaciones/actividades-de-ree/criterios-generales-de-proteccion-del-sistema-electrico-peninsular-espa%C3%B1ol-1995

Esta sección contiene información confidencial perteneciente Anexos a la empresa Transformadora de Etileno A.I.E.

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Anexos


83

Anexo Nº 1. Características de los transformadores.

En el presente anexo, se mostraran todos los cálculos referidos a los valores de base de tensiones, intensidades e impedancias siguiendo las ecuaciones (1), (2) y (3) dadas en el apartado de “Cálculos” del bloque “Sistema por unidad” del documento del proyecto en cuestión.


84

Anexo Nº 2. Cálculos de valores de base.

En el presente anexo, se mostraran todos los cálculos referidos a los valores de base de tensiones, intensidades e impedancias siguiendo las ecuaciones (1), (2) y (3) dadas en el apartado de “Cálculos” del bloque “Sistema por unidad” del documento del proyecto en cuestión.

Primeramente, se mostraran los cálculos para las tensiones de base en las tres zonas o niveles de tensión. Se recuerda que la tensión base de la zona 1, coincide con la tensión base elegida para el sistema eléctrico con lo cual no se debe realizar ningún cálculo para esta siendo su valor de 25 kV. A continuación, el cálculo para las zonas dos y tres utilizando la ecuación (1).

Seguidamente, se mostraran los cálculos para las intensidades de base en las tres zonas o niveles de tensión. El cálculo se realizará en base a la ecuación (2).

Finalmente, se mostraran los cálculos para las impedancias de base en las tres zonas o niveles de tensión. El cálculo se realizará en base a la ecuación (3).


85

Anexo Nº 3. Cálculos de las impedancias de línea en valores por unidad.

En el presente anexo, se mostraran todos los cálculos referidos a los valores de las impedancias de línea en valores por unidad siguiendo las ecuación (4) dada en el apartado de “Cálculos” del bloque “Sistema por unidad” del documento del proyecto en cuestión.

Se realizarán los cálculos de las impedancias por zonas o niveles de tensión.


86

Anexo Nº 4. Cálculos de las impedancias de los transformadores.

En el presente anexo, se mostraran todos los cálculos referidos a los valores de las impedancias de los transformadores y de las mismas en valores por unidad siguiendo las ecuaciones (5) y (7) dadas en el apartado de “Cálculos” del bloque “Sistema por unidad” del documento del proyecto en cuestión.

Primeramente, se mostraran los cálculos de las impedancias de los transformadores por cada grupo de transformadores en función de sus valores de tensión y potencia.

Seguidamente, se mostraran los cálculos de las impedancias de los transformadores en valores por unidad por cada grupo de transformadores en función de los valores de tensión de base de la zona donde se encuentra el devanado primario y de la potencia base del sistema que son 20 MVA.


87

Anexo Nº 5. Cálculos de las cargas y consumos.

En el presente anexo, se mostraran todos los cálculos referidos a los valores de las cargas del sistema y de las mismas en valores por unidad siguiendo el proceso que se marca en el subapartado “Cargas” del apartado de “Cálculos” del bloque “Sistema por unidad” del documento del proyecto en cuestión. Se utilizaran las ecuaciones des de la (8) a la (14) referidas al apartado mencionado anteriormente.

Se comenzará realizando el cálculo de las cargas de 6 kV las cuáles son motores de gran potencia y presentan un coseno ϕ igual a la unidad. De esta forma, estas cargas solo presentaran carga resistiva ya que su potencia reactiva será igual a 0.

A continuación, se realizará el cálculo para las cargas de las unidades de producción donde se presenta un factor de potencia o coseno ϕ igual a 0.97. En este caso, estas cargas presentaran carga resistiva y una parte de carga inductiva que deberemos tener en cuenta.


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Anexo Nº 6. Resultados Medidas 26 de Febrero 2019.

Las siguientes medidas se tomaron el día 26 de febrero del año 2019 a las 16 horas y 30 minutos de la tarde. En este instante, se encontraban en funcionamiento las 3 unidades de producción de las que dispone la empresa.


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Anexo Nº 7. Resultados Medidas 28 de Febrero 2019.

Las siguientes medidas se tomaron el día 28 de febrero del año 2019 a las 12 horas de la mañana. En este instante, se encontraban en funcionamiento 2 de las unidades de producción, en concreto, las unidades 12 y 13 mientras que la unidad 11 se encontraba en parada.


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Anexo Nº 8. Resultados flujo de potencias con cargas máximas.

En el presente anexo, se mostraran los resultados obtenidos de la simulación del flujo de potencias del sistema en funcionamiento con las cargas en valores máximos. Se van a dividir los resultados en diferentes tablas. Primeramente, una tabla resumen de la simulación, y, seguidamente las tablas con los resultados para las cargas, los buses, las fuentes o redes generadoras y las ramas.


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Anexo Nº 9. Resultados flujo de potencias día 26 de febrero del 2019.

En el presente anexo, se mostraran los resultados obtenidos de la simulación del flujo de potencias del sistema en funcionamiento con las cargas en valores nominales medidos el día 26 de febrero del año 2019. Se van a dividir los resultados en diferentes tablas. Primeramente, una tabla resumen de la simulación, y, seguidamente las tablas con los resultados para las cargas, los buses, las fuentes o redes generadoras y las ramas.


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Anexo Nº 10. Resultados flujo de potencias día 28 de febrero del 2019.

En el presente anexo, se mostraran los resultados obtenidos de la simulación del flujo de potencias del sistema en funcionamiento con las cargas en valores nominales medidos el día 28 de febrero del año 2019. Se van a dividir los resultados en diferentes tablas. Primeramente, una tabla resumen de la simulación, y, seguidamente las tablas con los resultados para las cargas, los buses, las fuentes o redes generadoras y las ramas.


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Anexo Nº 11. Resultados flujo de potencias caída TR-1. Cargas Máximas.

En el presente anexo, se mostraran los resultados obtenidos de la simulación del flujo de potencias del sistema en funcionamiento con las cargas en valores máximos y sin el transformador TR-1 que se encuentra en falta y, por lo tanto, su línea abierta. Se van a dividir los resultados en diferentes tablas. Primeramente, una tabla resumen de la simulación, y, seguidamente las tablas con los resultados para las cargas, los buses, las fuentes o redes generadoras y las ramas.


94

Anexo Nº 12. Resultados flujo de potencias caída TR-1. Cargas Nominales.

En el presente anexo, se mostraran los resultados obtenidos de la simulación del flujo de potencias del sistema en funcionamiento con las cargas en valores nominales y sin el transformador TR-1 que se encuentra en falta y, por lo tanto, su línea abierta. Se van a dividir los resultados en diferentes tablas. Primeramente, una tabla resumen de la simulación, y, seguidamente las tablas con los resultados para las cargas, los buses, las fuentes o redes generadoras y las ramas.


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Anexo Nº 13. Resultados flujo de potencias caída línea ETILENO 1. Cargas Máximas.

En el presente anexo, se mostraran los resultados obtenidos de la simulación del flujo de potencias del sistema en funcionamiento con las cargas en valores máximos y sin la línea ETILENO 1, que une el nivel de tensión de 6 kV proveniente de la subestación principal, con ese mismo nivel en la subestación de las unidades 11 y 12, ya que esta se encuentra en falta. Se van a dividir los resultados en diferentes tablas. Primeramente, una tabla resumen de la simulación, y, seguidamente las tablas con los resultados para las cargas, los buses, las fuentes o redes generadoras y las ramas. Además, se ha realizado el cálculo para dos posibles soluciones una con un acople de barras aguas abajo y el otro con dos acoples de barras, uno aguas arriba y el otro aguas debajo de la línea en falta.


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En el presente anexo, se mostraran los resultados obtenidos de la simulación del flujo de potencias del sistema en funcionamiento con las cargas en valores máximos y sin la línea ETILENO 2, que une el nivel de tensión de 6 kV proveniente de la subestación principal, con ese mismo nivel en la subestación de las unidades 11 y 12, ya que esta se encuentra en falta. Se van a dividir los resultados en diferentes tablas. Primeramente, una tabla resumen de la simulación, y, seguidamente las tablas con los resultados para las cargas, los buses, las fuentes o redes generadoras y las ramas.


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En el presente anexo, se mostraran los resultados obtenidos de la simulación del flujo de potencias del sistema en funcionamiento con las cargas en valores máximos y sin la línea ETILENO 3, que une el nivel de tensión de 6 kV proveniente de la subestación principal, con ese mismo nivel en la subestación de la unidad 13, ya que esta se encuentra en falta. Se van a dividir los resultados en diferentes tablas. Primeramente, una tabla resumen de la simulación, y, seguidamente las tablas con los resultados para las cargas, los buses, las fuentes o redes generadoras y las ramas.


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Anexo Nº 16. Resultados flujo de potencias grupo de emergencia. Cargas Nominales.

En el presente anexo, se mostraran los resultados obtenidos de la simulación del flujo de potencias del sistema en estado crítico con las cargas en valores nominales. En este caso, sólo actúa el grupo electrógeno de emergencia sobre todas las cargas a las que está conectado. Se van a dividir los resultados en diferentes tablas. Primeramente, una tabla resumen de la simulación, y, seguidamente las tablas con los resultados para las cargas, los buses, las fuentes o redes generadoras y las ramas.


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Anexo Nº 17. Verificación de calibración de protecciones de sobreintensidad.

En el presente anexo, se mostraran los cálculos para la verificación de la calibración de las protecciones por sobreintensidad del sistema. Estas deben estar calibradas por encima del 120% con respecto a la corriente que circula en condiciones máximas por la zona en la que se encuentra la protección. Se van a dividir los resultados en diferentes tablas con la misma distribución y orden que en el apartado 9 del presente proyecto “Análisis de Protecciones”.

Las protecciones de sobreintensidad instantáneas no necesitan verificación puesto que están ajustadas a valores mucho más grandes del nominal puesto que protegen de picos excesivamente altos de corriente para actuar de forma instantánea. y las protecciones homopolares tampoco forman parte de las verificaciones que se van a realizar a continuación ya que no se tiene la intensidad que circula por ellas.

Protecciones Líneas Unidades 11, 12 y 13

Inicio de línea

Unidades 11 y 12

La intensidad utilizada para realizar la calibración, en este caso, se trata de la corriente que circula por una de las líneas cuando la otra cae, ya que sino el ajuste sería más bajo, y, en caso de caer alguna de las líneas, actuarían las protecciones de la línea en falta y de la otra línea por sobrepasar el límite de corriente calibrado y se dejaría sin suministro a las unidades 11 y 12.

Se verifica, que en condiciones de carga máxima y críticas de máxima corriente por cada una de las zonas donde se encuentran las protecciones analizadas, que estas cumplen con tener una calibración por encima del 120% en todos los casos.

Date post:	01-Nov-2020
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