Post precedente: Gestión de la energía en instalaciones eléctricas industriales (Parte 2ª)
disponible en el link:
2.2.6.- Puesta en marcha por grupos de
transformadores.
La
puesta en tensión de un transformador puede causar una sobrecorriente
transitoria de 10 a 15 veces la corriente nominal durante algunas décimas de segundo,
Ver post:
“Corriente
transitoria de conexión o magnetización de Transformadores”
Por
lo tanto, la alimentación simultánea de la totalidad o parte de los
transformadores puede causar el disparo intempestivo de algunas protecciones de
máxima corriente.
El
sistema de control y mando debe energizar la totalidad o parte de la
instalación por grupos de transformadores (que pueden ser unitarios) para
evitar el riesgo de disparos intempestivos debido a las corrientes de conexión
de los transformadores.
Estas
maniobras pueden no ser necesarias en caso de:
- relastrado (ver § 2.2)
- transferencia (ver § 2.1)
- reconfiguración de bucle (ver § 2.1.6)
- puesta en marcha de toda o parte de la instalación
2.2.7.- Enclavamiento de dispositivos
de corte y seccionamiento.
El
sistema de control y mando debe impedir la ejecución de maniobras del operador
que puedan conducir a un fallo eléctrico.
Una
maniobra del operador impedida provoca el envío de un mensaje explicativo en el
centro de operaciones.
Ejemplo
(ver figura 9)
Figura 9: Enclavamiento de disyuntores D1 y D2
Las
fuentes 1 y 2 provienen de diferentes distribuidores de energía eléctrica.
Cuando ambos transformadores están alimentados, el sistema no permite el cierre
de D2 si D1 está cerrado y viceversa.
2.2.8.- Interbloqueo de los
dispositivos de corte
El
sistema de control y mando debe interbloquear los dispositivos de corte de
aguas arriba y aguas abajo de un transformador (ver Figura 10).
Figura 10: interbloqueo de los dispositivos de corte
aguas arriba y abajo de un transformador
En
la apertura del disyuntor aguas arriba del transformador (AT o MT) por el
operador o por una protección, el sistema de control y mando abre el disyuntor de
aguas abajo (MT o BT).
Además,
prohíbe el cierre del disyuntor de aguas abajo si el disyuntor de aguas arriba
del transformador está abierto.
Nota:
En general, la detección de una falta por una protección abre directamente los
dos disyuntores (el de aguas arriba y aguas abajo).
2.2.9.- Conmutación de generadores
homopolares.
Supongamos
que una red tiene dos juegos de barras con acoplamiento, en cada juego de
barras hay instalado un generador homopolar (ver Figura 11).
Cuando
las dos barras colectoras están acopladas, un solo generador homopolar debe
estar en servicio para no multiplicar por 2 una eventual corriente de defecto a
tierra.
Después
de cerrar el disyuntor automático de acoplamiento, el sistema de control y mando
debe eliminar uno de los dos generadores homopolares.
Figura 11: Conmutación de dos generadores homopolares
en un doble juego de barras con acoplamiento
2.2.10.- Compensación de energía
reactiva
El
sistema de control y mando debe realizar la función de regulación de energía
reactiva en las diferentes configuraciones de alimentación eléctrica.
2.2.10.1.- Red alimentada solo por el
distribuidor
El
sistema pilota el control de los escalones de los condensadores para mantener
la potencia reactiva consumida a un valor inferior al valor de la potencia
reactiva no facturada por el distribuidor.
Nota:
En algunos casos, puede ser interesante compensar "completamente" la
energía reactiva para poder minimizar la corriente, las pérdidas de Joule y las
caídas de tensión.
Ver post: “Corrección de la
energía reactiva” en el siguiente link: https://imseingenieria.blogspot.com/2016/06/correccion-de-la-energia-reactiva.html.
2.2.10.2.- Red alimentada por grupos de producción internos acoplados
al distribuidor.
La potencia reactiva puede
ser proporcionada por condensadores y alternadores.
La
estabilidad de los alternadores es mejor cuando proporcionan potencia reactiva.
Como resultado, parte de la potencia reactiva es suministrada por los
alternadores, siendo complementada por los condensadores.
En
el caso de una pérdida o caída significativa de la carga, los condensadores
deben ponerse fuera de servicio para evitar la inestabilidad de los
alternadores.
El
sistema controla la potencia reactiva proporcionada por los alternadores, con
el fin de mantener la potencia reactiva consumida a un valor inferior al valor
de la potencia reactiva no facturada por el distribuidor.
2.2.10.3.- Red alimentada únicamente
por los grupos de producción internos.
Los
alternadores proporcionan la potencia reactiva demandada. Por lo tanto, la
función de regulación de energía reactiva está inhibida. Por otro lado, la
función de regulación de tensión garantiza el equilibrio producción-consumo de
la potencia reactiva.
En
general, los alternadores están dimensionados para proporcionar un cos. φ
= 0,8 a plena carga.
Si
el cos, φ (inductivo) de la carga es menor que
0,8 (caso raro), el complemento de potencia reactiva puede ser proporcionado
por los condensadores.
2.2.11.- Contaje y control de la calidad de energía.
El
sistema de control y mando realiza el contaje de energía eléctrica y el control
de la calidad de la energía en los puntos de interés.
2.2.11.1.- Contaje de energía activa y
reactiva
Se
lleva a cabo durante determinados períodos (período tarifario, una hora, un día,
una semana, un mes...).
2.2.11.2.- Control de la calidad de la
energía.
Se
consigue mediante las siguientes medidas:
- Armónicos de corriente y tensión.
- Factor de potencia
- Desequilibrio de tensiones
- Factor de cresta (relación entre el valor de cresta y el valor rms).
Estas
medidas pueden efectuarse:
- Periódicamente
- Por decisión del operador
- Cuando se supera un valor de consigna.
Los
resultados de las medidas se transmiten al centro de operaciones para su
análisis. Igualmente, también pueden causar una alarma.
2.2.12. Programación horaria
El
sistema de control y mando debe gestionar las cargas en "programación
horaria" según zonas horarias parametrizadas por el operador.
2.2.12.1.- Parametraje del operador
El
operador establece la zona horaria de funcionamiento de las cargas, es decir,
su hora de puesta en servicio y su hora de parada.
La
resolución del parametraje horario debe ser del orden de un minuto.
Debe
ser posible considerar los días festivos o días especiales.
El
operador debe poder constantemente:
- Modificar la configuración.
- Ordenar una "marcha forzada" durante una zona horaria de parada.
- Ordenar una "parada forzada" durante una zona horaria de marcha.
- Ordenar la marcha o parada definitiva.
- Ordenar el retorno al modo automático.
2.2.13.- Gestión de los grupos de
producción internos.
Los
grupos de producción internos deben controlarse cuando operan en isla y cuando
están acoplados al distribuidor.
2.2.13.1.- Funcionamiento en isla
Las
potencias activas y reactivas son impuestas por la carga.
Supongamos
que la instalación eléctrica tiene un centro de producción de n grupos.
El
sistema de control y mando debe:
- Determinar el número de grupos que deben ponerse en marcha de acuerdo con la potencia solicitada.
- Coordinar el arranque de los grupos.
- Realizar el acoplamiento sincronizado entre grupos.
- Gestionar la repartición de potencias
activas y reactivas entre grupos, es decir, los porcentajes de potencia i %
proporcionados por cada grupo con respecto a las potencias requeridas, con:
- Controlar la puesta en carga de los grupos; esto se realiza por etapas para mantener la tensión y la frecuencia dentro de rangos aceptables.
- Regular la frecuencia de los grupos de producción, actuando sobre la potencia suministrada por los dispositivos de accionamiento
- Regular la tensión suministrada por las unidades generadoras, actuando sobre la excitación de los alternadores.
2.2.13.2.- Funcionamiento acoplado al
distribuidor.
La
frecuencia y la tensión son impuestas por el distribuidor.
Existen
tres posibilidades de operación:
2.2.13.2.1.- Las potencias activas y reactivas
proporcionadas por los grupos de producción son constantes.
Las
potencias activas y reactivas proporcionadas por las unidades de producción
están reguladas a valores preestablecidos, las variaciones de carga son
entonces soportadas por el distribuidor.
Supongamos
que la instalación eléctrica tiene un centro de producción de n grupos.
El
sistema de control y mando debe:
- Determinar el número de grupos a poner en marcha en función de la consigna establecida de potencia.
- Coordinar el arranque de los grupos.
- Realizar el acoplamiento sincronizado entre grupos.
- Realizar el acoplamiento sincronizado entre los grupos y el distribuidor.
- Gestionar la distribución de las potencias
activas y reactivas entre los grupos, es decir los porcentajes de potencia i %
proporcionados por cada grupo con respecto a las potencias de consigna, con:
- Controlar la potencia del accionamiento, para poner en carga los grupos de producción internos.
- Regular la potencia activa suministrada por los grupos de producción actuando sobre el control de potencia del accionamiento.
- Regular la potencia reactiva suministrada por los grupos de producción, actuando sobre la excitación de los alternadores.
Nota:
las potencias activas y reactivas del distribuidor pueden ser negativas, los
grupos de producción suministran entonces potencia al distribuidor. El sistema
de control y mando debe estar operativo para potencias del distribuidor
positivas o negativas.
2.2.13.2.2.- Las potencias activas y
reactivas proporcionadas por el distribuidor son constantes.
Las
potencias activas y reactivas suministradas por el distribuidor están reguladas
a valores de consigna predefinidos (por ejemplo, los valores de potencia contratados),
las variaciones de carga son soportadas en este caso por los grupos de
producción en el límite de su capacidad.
La
potencia que deben suministrar los grupos de producción (potencia de demanda)
es la diferencia entre la potencia de carga y la consigna de potencia del
distribuidor.
Supongamos
que la instalación eléctrica tiene un centro de producción de n grupos.
El
sistema de control y mando debe:
- Determinar el número de grupos a poner en servicio según la potencia solicitada.
- Coordinar el arranque de los grupos.
- Realizar el acoplamiento sincronizado entre grupos.
- Realizar el acoplamiento sincronizado entre los grupos y el distribuidor.
- Gestionar la distribución de las
potencias activas y reactivas entre los grupos, es
decir los porcentajes de potencia i % suministrada por cada grupo en relación
con las potencias requeridas, con:
- Regular la potencia activa suministrada por el distribuidor al valor de consigna, actuando sobre el control de potencia de los dispositivos de accionamiento para mantener:
Pg:
potencia activa suministrada por los grupos de producción.
Pac:
potencia activa de la carga.
Pcd:
consigna de potencia activa del distribuidor (valor constante).
- Regular la potencia reactiva suministrada por el distribuidor al valor de consigna, actuando sobre la excitación de los alternadores para mantener:
Qg:
potencia reactiva suministrada por los grupos de producción.
Qac:
potencia reactiva de la carga.
Qcd:
consigna de potencia reactiva del distribuidor (valor constante).
Nota:
Las consignas de potencia activa y reactiva del distribuidor pueden ser
negativas, los grupos de producción suministran entonces energía al distribuidor.
El
sistema de control y mando debe estar operativo para las consignas de potencias
positivas o negativas del distribuidor.
2.2.13.2.3.- Paso del funcionamiento
acoplado al distribuidor a funcionamiento en isla y viceversa
Cuando
se cambia del funcionamiento acoplado al distribuidor al funcionamiento en
isla, el sistema de control y mando pasa automáticamente de una regulación de
potencia activa y reactiva a una regulación de frecuencia y tensión.
Recíprocamente,
cuando se cambia del funcionamiento en isla al funcionamiento acoplado al
distribuidor, el sistema de control y mando pasa automáticamente de una regulación
de frecuencia y tensión a una regulación de potencia activa y reactiva.
2.2.14. Cronología fina
El
sistema de control y mando fecha el inicio de las alarmas y los cambios en el
estado de los aparatos de corte.
La
precisión de la fecha es de 1 ms y la discriminación entre eventos es de 10 ms.
2.2.15.- La Osciloperturbografía
El
osciloperturbógrafo obtiene magnitudes analógicas (voltajes, corrientes) permanentemente.
Además, calcula los valores de corrientes residuales y voltajes residuales.
Durante
un evento en la red, se registra la evolución de estas magnitudes analógicas.
El
comienzo del registro es provocado:
- Por una entrada externa (por ejemplo, la activación de una protección).
- Por uno de los valores analógicos adquiridos o calculados que exceden un umbral predefinido.
- Por cambio de pendiente de uno de los valores analógicos adquiridos o calculados.
- Por variación de frecuencia.
El
registro se realiza durante el período anterior y posterior a los eventos
indicados.
La
duración precedente al evento es
configurable (por ejemplo, de 100 ms a 2 segundos).
La
duración posterior al evento es configurable (por ejemplo, de 100 ms a 20
segundos).
La
velocidad de muestreo es configurable (del orden de 1000 Hz).
Los
datos de adquisición del osciloperturbógrafo se transmiten por el enlace en
serie del sistema de control y mando a un centro de operaciones dedicado a esta
aplicación.
Este
centro de operaciones cuenta con un software que permite presentar los valores
registrados en forma de curvas o tablas de valores.
El
software puede realizar cálculos de armónicos o valores RMS.
FUENTE:
Schneider Electric: Guide de conception des réseaux électriques
industriels (Christophe PRÉVÉ, Robert JEANNOT)
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