ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE...

Titulación: Ingeniería Técnica Industrial en Electricidad

AUTOR: Jorge Rech Pe DIRECTOR: Pedro Santibáñez Huertas

Fecha: Abril 2014

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE SUSTITUCIÓN DE

UN GRUPO DE COGENERACIÓN EN LA INDUSTRIA QUÍMICA DE

TARRAGONA .

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE SUSTITUCIÓN DE UN GRUPO DE COGENERACIÓN EN LA INDUSTRIA QUÍMICA DE TARRAGONA CAPÍTULO 0 _______________________________________________________________________________________________________

Página 1

CAPÍTULO 0:

ÍNDICE GENERAL



Fecha: Abril 2014



TARRAGONA .


Página 2

ÍNDICE

CAPÍTULO 0 : ÍNDICE GENERAL.

CAPÍTULO 1 : MEMORIA.

0-. Hoja de identificación. .............................................................................................................. 17

1.- Objetivo del proyecto. .............................................................................................................. 24

1.1.- Motivación del Proyecto. ................................................................................................... 24

1.2-. Objetivos del proyecto. ...................................................................................................... 25

1.3-. Alcance del Proyecto. ........................................................................................................ 26

2.- Introducción. ............................................................................................................................ 27

2.1.- Cogeneración. ................................................................................................................... 27

2.2-. Ventajas e inconvenientes de la cogeneración. ................................................................. 28

2.3.- Sectores idóneos de instalación de cogeneración ............................................................. 29

2.4-. Rentabilidad: importancia del Marco Legal. ...................................................................... 30

2.5-. Tipos de plantas de cogeneración. .................................................................................... 32

A)-. Cogeneración con motor de gas. ..................................................................................... 32

B) Cogeneración con turbina de gas. .................................................................................... 33

C) Cogeneración con turbina de vapor . ................................................................................. 34

D) Cogeneración en ciclo combinado con turbina de gas y vapor. ......................................... 35

E) Cogeneración con motor de gas y turbina de vapor........................................................... 36

2.6-. Elección de la tecnología de cogeneración. ....................................................................... 37

2.7-. Generalidades turbinas de gas. ......................................................................................... 38

2.7.1-. Principio de funcionamiento de Turbinas de Gas ........................................................ 38

2.7.2-. Partes principales de Turbinas de Gas. ...................................................................... 40

2.8-. Generalidades turbinas de vapor. ...................................................................................... 42

2.8.1-. Principio de funcionamiento de Turbinas de vapor ...................................................... 42

2.8.2-. Partes principales de Turbinas de vapor. .................................................................... 44

3-. Antecedentes del proyecto. ...................................................................................................... 49

4-.Normas y referencias ................................................................................................................ 52

4.1-. Disposiciones legales y normas aplicadas. ........................................................................ 52

4.2-. Documentación Web consultada. ..................................................................................... 54

4.3-. Otras documentaciones y guías consultadas..................................................................... 55

5-. Potencia administrativa del proyecto ........................................................................................ 56


Página 3

6-. Justificación de la modificación sustancial. .............................................................................. 57

6.1-. Valoración actual de la instalación. .................................................................................... 58

6.2-. Valoración de la inversión proyectada. .............................................................................. 59

7-. Proceso productivo de Tarragona Químic ................................................................................ 60

7.1. Demandas energéticas asociadas al proceso productivo ................................................... 60

8-. Descripción funcional de la instalación ..................................................................................... 61

8.1-. Sistema de turbogeneradores a gas .................................................................................. 61

8.1.1-. Sub-sistema Cogeneración nº1. ................................................................................. 62

8.1.1.1-. Funcionamiento cogeneración nº1. ....................................................................... 62

8.1.1.2-. Datos técnicos de los elementos cogeneración 1. ................................................ 63

8.1.1.2.1-. Características y prestaciones turbogrupo TG1. ................................................ 63

8.1.1.2.2-. Características caldera nº5. .............................................................................. 64

8.1.2-. Sub sistema Cogeneración nº2. ................................................................................. 67



8.1.2.2.1-. Características y prestaciones del nuevo turbo-grupo TG2. .............................. 67

8.1.2.2.2-. Características y prestaciones caldera nº6. ...................................................... 67

8.2-. Sistema turbina de vapor. ................................................................................................. 70

8.2.1-. Turbina de vapor. ....................................................................................................... 70

8.2.1.1-. Funcionamiento turbina de vapor ......................................................................... 70

8.2.1.2- Características y prestaciones nueva turbina de vapor .......................................... 70

8.3-. Sistema de combustible. .................................................................................................. 71

8.3.1-. Instalación de gas que se mantiene. .......................................................................... 71

8.3.2-. Instalación de gas que modifican. .............................................................................. 71

8.3.3-. Características generales de las ERM. ....................................................................... 72

8.4-. Sistema de agua y vapor de calderas. .............................................................................. 73

8.4.1-. Instalaciones que se mantienen. ................................................................................. 73

8.4.2-. Instalaciones que se modifican. .................................................................................. 73

8.4.3-. Funcionamiento del sistema de agua y vapor a la central térmica............................... 73

8.5-. Sistema de tratamiento de agua. ...................................................................................... 75

8.6-. Sistema eléctrico de alta tensión (25 / 6,3kV) ................................................................... 76

8.6.1. Descripción .................................................................................................................. 76

8.6.2-. Características Técnicas de elementos. ...................................................................... 78

8.6.3-. Descripción del proceso eléctrico. ............................................................................... 80

8.6.3.1-. Funcionamiento en régimen normal...................................................................... 83

8.6.3.2-. Funcionamiento en condiciones de emergencia 1 . .............................................. 83



Página 4

8.6.3.4-. Restablecimiento del suministro después del estado de Isla o Emergencia.......... 86

8.7- . Sistema eléctrico de baja tensión. .................................................................................... 87

8.7.1-. Descripción. ............................................................................................................... 88

9-. Descripción técnica de sistemas mecánicos y eléctricos del Turbogenerador Taurus T 70. ..... 90

9.1-. Diseño del Turbo-grupo Taurus T-70. ............................................................................... 90

9.2 Componentes Principales del turbogrupo Taurus T-70 ........................................................ 92

9.2.1-. El compresor. .............................................................................................................. 94

9.2.1.1 Componentes principales del compresor. ............................................................... 94

9.2.2-. La cámara de combustión. .......................................................................................... 95

9.2.2.1-. Antorcha: .............................................................................................................. 95

9.2.2.2-. Anillo de combustión. ........................................................................................... 96

9.2.2.3-. Sistema by-pass aire. ........................................................................................... 96

9.2.3-. Turbina de potencia y difusor de escape. .................................................................... 97

9.2.4-. Reductor. .................................................................................................................... 97

9.2.5-. Generador. .................................................................................................................. 98

9.2.5.1-. Elementos del conexionado del generador. ......................................................... 98

9.3-. Sistemas principales mecánicos del turbogrupo Taurus T-70. ........................................... 99

9.3.1-. Sistema de arranque. .................................................................................................. 99

9.3.2-. Sistema de Lubricación ............................................................................................... 99

9.3.3-. Sistema de Monitoreo Vibraciones ............................................................................ 103

9.4-. Sistemas auxiliares mecánicos del turbogrupo Taurus T-70. ........................................... 103

9.4.1-. Sistema aire comprimido para regulación. ................................................................ 103

9.4.2-. Sistema ventilación container. ................................................................................... 103

9.4.3-. Sistema de aire de combustión. ................................................................................ 103

9.4.4-. Sistema de detección y exctinción de incendios........................................................ 104

9.5-. Sistemas de control ......................................................................................................... 104

9.5.1-. Armario de control ..................................................................................................... 104

9.5.2-. Armario de alimentación AC ...................................................................................... 105

9.5.3-. Armario de alimentación DC. .................................................................................... 105

9.5.4 Armario de Arranque SFC ........................................................................................... 105

9.5.5 Armario de modulo cliente ........................................................................................... 106

9.6-. Arranque de la turbina. .................................................................................................... 108

9.6.1-. Preparación para el arranque. ................................................................................... 108

9.6.2-. Inicio y subida hasta velocidad de barrido de gases ................................................ 108

9.6.3-. Aceleración hasta velocidad de sincronismo. Paso por velocidades críticas. ........... 108

9.6.4-. Sincronización y Subida de carga hasta la potencia seleccionada ........................... 109


Página 5

9.7-. Protecciones Generador nueva turbina de gas TG2. ....................................................... 109

9.7.1.-. Relé SEB ING4N ..................................................................................................... 109

9.7.1.1-. Características generales relé SEB ING4N ....................................................... 109

9.7.1. 2-. Descripción de las funciones disponibles .......................................................... 110

9.7.1.2.1-. Sobrecorriente de Secuencia Negativa (ANSI 46) ....................................... 110

9.7.1.2.3-. Protección de sobrecorriente (ANSI 50 - 51). .............................................. 111

9.7.1.4 -. Umbrales y tiempos de retardo ING4N. ............................................................ 113

9.7.2-. El relé de protección SEB IDT8N. ............................................................................. 114

9.7.2.1-. Características generales relé IDT8N. ............................................................... 114

9.7.2.2-. El funcionamiento de los umbrales diferenciales. .............................................. 114

9.7.2.3-. Características técnicas Relé multifunción IDT8N. ............................................ 116

9.7.2.4-. Umbrales y tiempos de retardo. IDT8N ............................................................... 116

9.7.3-. Relé multifuncional SEB UAR4N : sub y sobretensión . ........................................... 117

9.7.3.1-. Características generales. .................................................................................. 117

9.7.3.2-. Características técnicas Relé multifunción UAR 4N. ........................................... 118

9.7.3.3-. Umbrales y tiempos de retardo. UAR 4N. ........................................................... 119

9.7.3.4-. Selección de la función de protección relé UAR 4N. .......................................... 119

9.7.4-. Relé multifuncional de SEB PQR4N : Por pérdida de excitación, potencia inversa y rotor fallo a tierra. ................................................................................................................. 120

9.7.4.1-. Características generales ...................................................................................... 120

9.7.4.2-. Descripción de las funciones disponibles. .......................................................... 121

9.7.4.2.1-. Pérdida de excitación (ANSI 40). ..................................................................... 121

9.7.4.2.2-. Potencia inversa (ANSI 32). ........................................................................ 121

9.7.4.3-. Características técnicas Relé multifunción PQR4N .......................................... 122

9.7.4.4-. Umbrales y tiempos de retardo. Relé PQR4N. ................................................... 123

9.7.5-. Relé digital multifunción de protección HAR1N : Frecuencia y sobreflujo. ................. 124


9.7.5.2-. Descripción de las funciones disponibles. .......................................................... 124

9.7.5.2.1-. Sub - Sobre frecuencia umbrales (ANSI 81)................................................ 124

9.7.5.2.2-. Umbrales Sobreflujo (ANSI 59/81). ............................................................. 124

9.7.5.2.3-. Max. Velocidad de cambio de frecuencia (df / dt) y máx.desplazamiento del vector de tensión (∆Θ). ................................................................................................. 125

9.7.5.4-. Tabla de ajustes del relé HAR1N. ....................................................................... 126

9.8-. Funcionamiento y control de la turbina de gas TG2 ......................................................... 127

9.8.1-. Inicio de la puesta en marcha. .................................................................................. 127


Página 6

9.8.2-. Arranque del turbogenerador. ................................................................................... 127

9.8.2.1-. Pre-lubricación. .................................................................................................. 127

9.8.2.1.1-. Ventilación de pre-lubricación. ......................................................................... 127

9.8.2.1.2-. pre-lubricación. ................................................................................................ 127

9.8.2.2-. Crank : ................................................................................................................ 127

9.8.2.3-. Comprobación de las válvula de gas. ................................................................. 128

9.8.2.4-. Purga de escape con crank. Tiempo máximo : 240 s ........................................ 128

9.8.2.5-. Purgado o barrido de la caldera. Tiempo máximo :300 s ................................... 128

9.8.2.6-. Gas de ignición. .................................................................................................. 128

9.8.2.7-.Aceleración hasta la velocidad nominal. .............................................................. 129

9.8.2.7.1-.Aceleración hasta la caída del motor de arranque. ........................................... 129

9.8.2.7.2-.Aceleración hasta velocidad nominal : .............................................................. 129

9.8.2.7.3-.Ajuste de la velocidad nominal.: ....................................................................... 129

9.8.2.8-. Lista para Cargar. ............................................................................................... 129

9.8.2.9-. Resumen de la secuencia de arranque .............................................................. 130

9.8.3-. Sincronización .......................................................................................................... 130

9.8.3.1-. Sincronización con la barra conductora. ............................................................. 131

9.8.3.1.1-. Secuencia de sincronización. .......................................................................... 131

9.8.4-. Modo operativo y carga del generador TG2. ............................................................. 132

9.8.4.1-. Funcionamiento en paralelo con la red. .............................................................. 132

9.8.4.1.1-. Fallo de tensión de red. ................................................................................... 132

9.8.4.1.2-. Apertura manual del disyuntor del generador en funcionamiento en paralelo con la red. ............................................................................................................................... 133

9.8.4.2-. Funcionamiento en modo Isla. ............................................................................ 133

9.8.4.2.1-. Carga .............................................................................................................. 133

9.8.5.1-. Ajuste de la potencia activa. ............................................................................... 134

9.8.5.2-. Ajuste de la velocidad de la turbina. ................................................................... 134

9.8.5.3-. Ajuste del factor de potencia. ............................................................................ 134

9.8.5.3.1-. Ajuste del factor de potencia del generador. ................................................... 134

9.8.5.3.2-. Ajuste del factor de potencia de la red. ............................................................ 134

9.8.5.4-. Ajuste de la tensión del generador. .................................................................... 135

9.8.6-. Detención de la turbina de gas TG2. ......................................................................... 135

9.8.6.1-. Detención funcionamiento en paralelo con la red. .............................................. 135

10-. Descripción de la turbina de vapor KKK proyectada. ........................................................... 136

10.1-. Estructura constructiva. ................................................................................................ 136

10.1.1-. Rotor de la turbina. ................................................................................................. 136


Página 7

10.1.2-. Caja de la turbina. ................................................................................................... 136

10.1.3-. Sistema de toberas. ................................................................................................ 136

10.1.4-. Junta del eje. .......................................................................................................... 136

10.2-. Engranajes. ................................................................................................................... 136

10.3-. Instalación de alimentación de aceite. .......................................................................... 136

10.4-. Dispositivo de regulación. .............................................................................................. 137

10.4.1-. Válvulas. ................................................................................................................. 137

10.4.2-. Regulador de revoluciones...................................................................................... 137

10.4.3-. Regulador de presión del vapor en función de limitación de potencia. .................... 137

10.5-. Sistema turbogenerador a vapor TV. ............................................................................. 137

10.5.1-. Descripción. ............................................................................................................ 137

10.6-. Protecciones eléctricas generador de la nueva turbina de vapor. .................................. 139

10.6.1-. Relé diferencial RMC-131D. .................................................................................... 139

10.6.1.1-. Diagrama de conexión relé diferencial RMC-131D ........................................... 140

10.6.1.2-. Especificaciones técnicas del relé diferencial RMC-131D ................................ 140

10.6.2-. Relé multifuncional RS-489 protección integral generador TV ................................ 141

10.7-. Funcionamiento y control de la turbina de vapor. .......................................................... 142

10.7.1-. Pantalla táctil MP277 de interface Maquina-operador. ............................................ 142

10.7.2-.Pantalla de proceso: ................................................................................................ 143

10.7.2.1-. Pantalla de turbina ............................................................................................ 143

10.7.2.1.1-. Control del regulador SC-900 de velocidad. .................................................. 144

10.7.2.2-. Pantalla de aceite ............................................................................................. 145

10.7.2.3-. Pantalla unifilar ................................................................................................. 146

10.7.2.4-. Pantalla arranque. ............................................................................................ 148

10.7.2.5-. Pantalla consignas. .......................................................................................... 150

10.7.2.6-. Pantalla mantenimiento .................................................................................... 151

10.7.2.7-. Pantalla alarmas . ............................................................................................. 152

10.7.2.8-. Pantalla disparos. ............................................................................................. 153

11-. Planificación. ....................................................................................................................... 154


Página 8

CAPÍTULO 2 : ANEXOS.

1-. Demanda energética e interconexión con la factoría. ........................................................... 159

1.1-. Demandas energéticas asociadas al proceso productivo. ............................................. 159

1.1.1-. Características de la demanda térmica de la factoría. ............................................. 159

1.1.2-. Características de la demanda eléctrica.................................................................. 160

1.1.3-. Justificación del RD 661 articulo 6.3. ...................................................................... 161

1.2-. Interconexiones con la red y la factoría ......................................................................... 162

1.2.1-. Equipos disponibles ................................................................................................ 162

1.2.2-. Instalaciones requeridas o sujetas a modificación. .................................................. 163

2-. Evaluación energética del proyecto..................................................................................... 164

2.1-. Datos de partida. ........................................................................................................... 164

2.2-. Evaluación energética, REE. ........................................................................................ 168

2.2.1-. Evaluación energética REE con el sistema actual. ................................................ 168

2.2.2-. Evaluación energética REE con la nueva implantación. ......................................... 170

2.3-. Sistema de medida de energía eléctrica y térmica. ....................................................... 171

2.4-. Cálculo de ahorro energía primaria y eficiencia global. .................................................. 175

2.4.1-. Obtención de rendimientos mínimos, umbrales y de referencia. ............................. 175

2.4.2-. Cálculo del ahorro de energía primaria en condiciones actuales. ............................ 176

2.4.3-. Cálculo del ahorro de energía primaria con la modificación. ................................... 179

2.5-. Comparación de la situación actual y la modificación. ................................................... 183

3-. Estudio Técnico Económico. ................................................................................................ 184

3.1-. Datos de partida. ........................................................................................................... 184

3.1.1-. Energía térmica recuperada. ................................................................................... 184

3.1.2. Energía eléctrica. ..................................................................................................... 184

3.1.3. Consumo de gas. ..................................................................................................... 184

3.1.4-. Gas evitado. ............................................................................................................ 184

3.1.5-. Precios y complementos considerados ................................................................... 184

3.2-. Viabilidad económica. .................................................................................................... 185

3.2.1-. Conclusión. ............................................................................................................. 192

4-. Datos técnicos de los equipos a instalar. ............................................................................ 193

4.1-. Sistema turbogenerador a gas TG-2 (generador 3). ...................................................... 193

4.1.1-. Descripción. ............................................................................................................ 193

4.1.2-. Datos y rendimientos nominales turbina de gas TG-2 proyectada.......................... 195


4.2.1-. Descripción. ............................................................................................................ 198

4.2.3-. Características y prestaciones nueva turbina vapor KKK. ....................................... 199


Página 9

5-. Cálculos eléctricos red MT. .................................................................................................. 200

5.1-. Circuito y valores base de MT. Afectado con la modificación. ....................................... 200

5.1.1-. Circuito del sistema. ................................................................................................ 200

5.1.2-. Datos de partida de la instalación. .......................................................................... 201

5.2-. Cálculo de las Corrientes. ............................................................................................. 202

5.2.1-. Cálculo de las corrientes en régimen permanente. ................................................. 202

5.2.2-. Intensidades de cortocircuito. .................................................................................. 203

5.3-. Cálculos eléctricos del sistema eléctrico afectado MT. .................................................. 206

5.3.1-. Tipo de cable utilizado. ........................................................................................... 206

5.3.2-. Intensidad máxima a soportar por el conductor MT. ................................................ 207

5.3.3-. Intensidad de corriente de cortocircuito a soportar. ................................................. 207

5.3.4-. Caída de tensión. .................................................................................................... 208

5.3.5-. Determinación cable de potencia nuevo generador 3 (TG2) . ................................. 209

5.3.6-. Determinación cable potencia nuevo generador 1 (TV). .......................................... 210

5.3.7-. Verificación cable potencia secundario trafo 1 red. ................................................. 211

5.3.8-. Verificación cable potencia secundario trafo2 red. .................................................. 212

5.3.9-. Comprobación disyuntores de actuación utilizados en el proceso. ......................... 213

5.4-. Estudio de puesta a tierra de la subestación principal. .................................................. 214

5.4.1-.Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra ........................................................ 214

5.4.2-. Investigación de las tensiones transferibles al exterior. ........................................... 220

5.4.3-. Corrección y ajuste del diseño inicial. ..................................................................... 221

6-. Cálculos eléctricos BT.......................................................................................................... 222

6.1-. Circuito y valores base para cálculos de los conductores en BT.................................... 222

6.2-. Conceptos generales. .................................................................................................... 223

6.3-. Cálculo de las corrientes. .............................................................................................. 223


6.3.2-. Cálculos eléctricos del sistema eléctrico afectado. .................................................. 224

6.3.3-. Cálculos eléctricos del sistema eléctrico afectado. .................................................. 232

6.4-. Selectividad de las protecciones.................................................................................... 233

6.4.1-. Selectividad de las protecciones en Baja tensión. .................................................. 233

6.4.2-. Ajustes selectividad protecciones B.T alimentación a subcuadros. ......................... 235

7-. Cálculos red de gas natural. ................................................................................................ 240

7.1-. Circuito y valores base para los cálculos. ...................................................................... 240

7.1.1-. Diagrama simplificado de la red de gas natural. ...................................................... 240


7.2-. Cálculo de las líneas de gas natural. ............................................................................. 241

7.2.1-. Cálculo línea gas desde ERM principal hasta planta cogeneración. ........................ 241


Página 10

7.2.2-. Cálculo línea gas desde planta cogeneración hasta ERM TG1-TG2. ...................... 243

7.2.3-. Cálculo línea de gas desde ERM turbinas hasta bifurcación TG´s. ......................... 245

7.2.4-. Cálculo línea de gas desde bifurcación TG´s hasta TG1. ........................................ 247

7.2.5-. Cálculo línea de gas de bifurcación TG´s hasta TG2. ............................................. 249

7.2.6-.Cálculo línea gas desde planta cogeneración hasta ERM calderas. ........................ 251

7.2.7-.Cálculo línea gas desde ERM calderas hasta bifurcación calderas . ........................ 253

7.2.8-. Cálculo líneas de gas desde bifurcación calderas hasta GV5. ................................ 255

7.2.9-. Cálculo línea gas desde bifurcación calderas hasta GV4. ...................................... 257

7.3-. Tabla resumen de los cálculos de las líneas de gas natural. ......................................... 258


Página 11

Capítulo 3: PLANOS.

1-. Situación de la nueva cogeneración a instalar en Tárraco Químic ……………….PLANO 1

2-. Emplazamiento de la nueva cogeneración a instalar en Táraco Químic…….......PLANO 2

3-. Sala de calderas, turbinas de gas y vapor a instalar …………………………….….PLANO 3

4-. Diagrama de proceso, planta de cogeneración Tárraco Químic…………………...PLANO 4

5-. Distribución de la red e BT y MT eléctrica implicada en la nueva instalación ...….PLANO 5

6-. Esquema unifilar de MT instalación afectada…………………………………..…… PLANO 6

7-. Esquema unifilar de BT instalación afectada…………………………………………PLANO 7

8 -. Disposición de las celdas en subestación principal………………………….……..PLANO 8

9 -. Disposición de las tierras en la subestación principal………………………………PLANO 9

10-. Evacuación y dispositivos de protección contra-incendios.……………………..PLANO 10

11-. Partes constructivas de la nueva turbina de gas Taurus T-70……………………PLANO 11

12-. Esquema unifilar nueva turbina de gas TG2………….………………………..…...PLANO 12

13-. Isométrica nueva turbina de vapor KKK……………………………………………..PLANO 13

14-. Esquema unifilar nueva turbina de vapor……………………………………………PLANO 14

15-. Protecciones diferencial generador 1 TV…………………………………………….PLANO 15

16-. Protecciones y medidas generador 1 TV…………………………………………….PLANO 16


Página 12

CAPÍTULO 4 : VALORACIÓN DE LA INSTALACIÓN.

1-. Justificación de la modificación sustancial ............................................................................. 280

1.1-. Valoración actual de la instalación ................................................................................... 281

1.2-. Valoración de la inversión proyectada ............................................................................. 282


Página 13

CAPÍTULO 5: PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES.

1-. Objeto. ................................................................................................................................... 286

2-. Condiciones administrativas. ................................................................................................. 286

2.1-. Representantes de la propiedad y contratistas. ............................................................... 286

2.2-. Facilidades para la inspección. ........................................................................................ 286

2.3-. Suspensión de las obras. ................................................................................................ 286

2.4-. Órdenes al contratista. .................................................................................................... 287

3-. Disposiciones a observar. ...................................................................................................... 287

3.1-. Normas generales de aplicación en las obras. ................................................................ 287

3.2-. Disposiciones de carácter particular. ............................................................................... 288

4-. Ejecución y control de obras. ................................................................................................. 288

4.1-. Replanteo. ....................................................................................................................... 288

4.2-. Programa de trabajos. ..................................................................................................... 289

4.3-. Equipos de maquinaria y medios auxiliares. .................................................................... 289

4.4-. Instalaciones de la obra. .................................................................................................. 289

4.5-. Confrontación de planos y medidas. ................................................................................ 289

4.6-. Vigilancia a pie de obra. .................................................................................................. 290

5-. Medición, valoración y abono de las obras ............................................................................ 290

5.1-. Forma de efectuar las mediciones. .................................................................................. 290

5.2-. Forma de abonar las obras. ............................................................................................. 290

5.3-. Precios ............................................................................................................................ 290

5.4-. Abono de acopios. ........................................................................................................... 291

5.5-. Abono de las obras incompletas. ..................................................................................... 291

5.6-. Pagos de las certificaciones ............................................................................................ 291

6-. Disposiciones generales ........................................................................................................ 291

6.1-. Representación de la propiedad. ..................................................................................... 291

6.2-. Representación de las contratas. .................................................................................... 291

6.3-. Correspondencia oficial. .................................................................................................. 291

6.4-. Personal del contratista. .................................................................................................. 291

6.5-. Instalaciones auxiliares. .................................................................................................. 292

6.6-. Medidas de seguridad. .................................................................................................... 292

6.7-. Daños y perjuicios. .......................................................................................................... 292

6.8-. Obras a ejecutar. ............................................................................................................. 292

6.9-. Plazo de ejecución. ......................................................................................................... 292

6.10-. Plazo de garantía .......................................................................................................... 293

6.11-. Revisión de precios ....................................................................................................... 293


Página 14

6.12-. Prueba y ensayos .......................................................................................................... 293

6.13-. Pruebas durante la instalación. ..................................................................................... 293

6.14-. Recepción en las obras. ................................................................................................ 293

6.15-. Liquidación. ................................................................................................................... 294

6.16-. Materiales o elementos que no sean de recibo. ............................................................. 294

6.17-. Resolución del contrato. ................................................................................................ 294

6.18-. Disposiciones legales. ................................................................................................... 294

7-. Garantías y penalidades ........................................................................................................ 294

7.1-. Garantías de funcionamiento. .......................................................................................... 294

7.2-. Garantías de diseño, materiales y fabricación. ................................................................ 295

7.3-. Penalidad por retraso en el montaje. ............................................................................... 295

7.4-. Penalidad por disminución de la fiabilidad ....................................................................... 295

7.6-. Penalidad global. ............................................................................................................. 295

8-. Instalación eléctrica de máquinas asociadas a las turbinas. .................................................. 295

8.1-. Prescripciones generales. ............................................................................................... 295

8.2-. Trazado de instalaciones en terreno abierto, en máquinas, sobre plataformas y en canales. ................................................................................................................................... 298

8.3-. Instalación del armario de maniobra ................................................................................ 299

8.3.1-. Trazado de instalaciones en armarios, pupitres y puestos de mando. ...................... 299

8.3.2-. Instalación de líneas de señales de baja energía para sistemas de medición y regulación. ........................................................................................................................... 300

8.3.3-. Montaje de componentes de regulación y Voith. ...................................................... 301

8.3.4-. Alimentación eléctrica para componentes de regulación y Voith. .............................. 301

8.4-. Puesta a tierra y compensación de potencial................................................................... 302

8.5-. Normas para el dimensionado y tendido de cables de baja y media tensión. .................. 302

9-. Operaciones de mantenimiento en la turbina de vapor. ........................................................ 303

9.1-. Operaciones de mantenimiento adicionales (inspección de seguridad). ......................... 304

9.2-. Averías típicas, sus causas y subsanación. ..................................................................... 304

10-. Operaciones de mantenimiento en la turbina de gas TG2. .................................................. 306

10.1-. Inspecciones antes del arranque. .................................................................................. 306

10.2-. Inspecciones durante el servicio. ................................................................................... 306

10.3-. Inspecciones ( nivel I ). .................................................................................................. 306

10.4-. Inspecciones ( nivel II ). ................................................................................................. 306

10.5-. Inspecciones ( nivel III ). ................................................................................................ 307


Página 15

CAPÍTULO 6 : ESTUDIO MEDIOAMBIENTAL.

1-. Descripción de la actividad. .......................................................................................................... 310

2-. Clasificación de la actividad. ......................................................................................................... 312

2.1-. Según normativa estatal. Ley 34/2007 de 15 noviembre Regulada en Decreto50/2009 ......... 312

2.2-. Según normativa autonómica. Decret 319/98 de 15 de desembre .......................................... 312

3-. Emisiones Gaseosas .................................................................................................................... 313

3.1-.. Focos potencialmente contaminantes ................................................................................... 313

3.2-.. Análisis de emisiones gaseosas. ........................................................................................... 313

3.3-. Cálculo del ahorro global de emisiones CO2 .......................................................................... 316

4-. Ruidos y Vibraciones. ................................................................................................................... 317

4.1-. Nivel sonoro máximo permitido .............................................................................................. 317

4.2-. Focos de ruido a considerar con la nueva instalación proyectada. ......................................... 317

4.3-. Medidas correctoras previstas ................................................................................................ 318

4.3-. Vibraciones. ........................................................................................................................... 319

5-. Tratamiento de residuos ............................................................................................................... 320

5.1-. Efluentes líquidos ................................................................................................................... 320

5.2-. Efluentes solidos .................................................................................................................... 320

6-. Proteccion contraincendios: .......................................................................................................... 321

7-. Conclusiones. ............................................................................................................................... 322

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE SUSTITUCIÓN DE UN GRUPO DE COGENERACIÓN EN LA INDUSTRIA QUÍMICA DE TARRAGONA CAPÍTULO 1 ______________________________________________________________________________________________________

Página 16

CAPÍTULO 1:

MEMORIA



Fecha: Abril 2014



TARRAGONA .


Página 17

0-. Hoja de identificación. Cliente: Nombre o razón social : Tarraco Químic Domicilio fiscal: Polígono industrial sur Carretera entrevías nº15 C.P. 43222 - La Canonja -

(Tarragona) NIF: Q-7550001-G Telf: 977 702 525 Empresa: Nombre o razón social : Universidad Rovira y Virgili Domicilio fiscal: Campus Sescelades,

Carretera de Valls S/N C.P. 43005 - Tarragona - NIF: Q-9350003-A Telf: 977 55 80 98 Autor: Nombre o razón social : Jorge Rech Pe Domicilio fiscal: Calle Smith nº44 , 4º1ª C.P. 43005 - Tarragona- NIF: 39705787-J Telf: 977 250 111


Página 18

ÍNDICE

CAPÍTULO 1: MEMORIA. 0-. Hoja de identificación. .............................................................................................................. 17

1.- Objetivo del proyecto. .............................................................................................................. 24

1.1.- Motivación del Proyecto..................................................................................................... 24

1.2-. Objetivos del proyecto. ...................................................................................................... 25

1.3-. Alcance del Proyecto. ........................................................................................................ 26

2.- Introducción. ............................................................................................................................ 27

2.1.- Cogeneración. ................................................................................................................... 27

2.2-. Ventajas e inconvenientes de la cogeneración. ................................................................. 28

2.3.- Sectores idóneos de instalación de cogeneración ............................................................. 29

2.4-. Rentabilidad: importancia del Marco Legal. ...................................................................... 30

2.5-. Tipos de plantas de cogeneración. .................................................................................... 32

A)-. Cogeneración con motor de gas. ..................................................................................... 32

B) Cogeneración con turbina de gas. .................................................................................... 33

C) Cogeneración con turbina de vapor . ................................................................................. 34

D) Cogeneración en ciclo combinado con turbina de gas y vapor. ......................................... 35

E) Cogeneración con motor de gas y turbina de vapor. .......................................................... 36

2.6-. Elección de la tecnología de cogeneración. ....................................................................... 37

2.7-. Generalidades turbinas de gas. ......................................................................................... 38

2.7.1-. Principio de funcionamiento de Turbinas de Gas ........................................................ 38

2.7.2-. Partes principales de Turbinas de Gas. ....................................................................... 40

2.8-. Generalidades turbinas de vapor. ...................................................................................... 42

2.8.1-. Principio de funcionamiento de Turbinas de vapor ...................................................... 42

2.8.2-. Partes principales de Turbinas de vapor. .................................................................... 44

3-. Antecedentes del proyecto. ...................................................................................................... 49

4-.Normas y referencias ................................................................................................................ 52

4.1-. Disposiciones legales y normas aplicadas. ........................................................................ 52

4.2-. Documentación Web consultada. ..................................................................................... 54

4.3-. Otras documentaciones y guías consultadas. .................................................................... 55

5-. Potencia administrativa del proyecto ........................................................................................ 56

6-. Justificación de la modificación sustancial. .............................................................................. 57

6.1-. Valoración actual de la instalación. .................................................................................... 58

6.2-. Valoración de la inversión proyectada. .............................................................................. 59

7-. Proceso productivo de Tarragona Químic ................................................................................ 60


Página 19

7.1. Demandas energéticas asociadas al proceso productivo .................................................... 60

8-. Descripción funcional de la instalación ..................................................................................... 61

8.1-. Sistema de turbogeneradores a gas .................................................................................. 61

8.1.1-. Sub-sistema Cogeneración nº1. ................................................................................. 62



8.1.1.2.1-. Características y prestaciones turbogrupo TG1. ................................................ 63

8.1.1.2.2-. Características caldera nº5. .............................................................................. 64

8.1.2-. Sub sistema Cogeneración nº2. ................................................................................. 67



8.1.2.2.1-. Características y prestaciones del nuevo turbo-grupo TG2. ............................... 67

8.1.2.2.2-. Características y prestaciones caldera nº6. ...................................................... 67

8.2-. Sistema turbina de vapor. ................................................................................................. 70

8.2.1-. Turbina de vapor. ....................................................................................................... 70

8.2.1.1-. Funcionamiento turbina de vapor ......................................................................... 70

8.2.1.2- Características y prestaciones nueva turbina de vapor .......................................... 70

8.3-. Sistema de combustible. ................................................................................................... 71

8.3.1-. Instalación de gas que se mantiene. .......................................................................... 71

8.3.2-. Instalación de gas que modifican. .............................................................................. 71

8.3.3-. Características generales de las ERM. ....................................................................... 72

8.4-. Sistema de agua y vapor de calderas. .............................................................................. 73

8.4.1-. Instalaciones que se mantienen. ................................................................................. 73

8.4.2-. Instalaciones que se modifican. .................................................................................. 73

8.4.3-. Funcionamiento del sistema de agua y vapor a la central térmica. .............................. 73

8.5-. Sistema de tratamiento de agua. ...................................................................................... 75

8.6-. Sistema eléctrico de alta tensión (25 / 6,3kV) ................................................................... 76

8.6.1. Descripción .................................................................................................................. 76

8.6.2-. Características Técnicas de elementos. ...................................................................... 78

8.6.3-. Descripción del proceso eléctrico. ............................................................................... 80

8.6.3.1-. Funcionamiento en régimen normal. ..................................................................... 83



8.6.3.4-. Restablecimiento del suministro después del estado de Isla o Emergencia. ......... 86

8.7- . Sistema eléctrico de baja tensión. .................................................................................... 87

8.7.1-. Descripción. ............................................................................................................... 88

9-. Descripción técnica de sistemas mecánicos y eléctricos del Turbogenerador Taurus T 70. ..... 90


Página 20

9.1-. Diseño del Turbo-grupo Taurus T-70. ............................................................................... 90

9.2 Componentes Principales del turbogrupo Taurus T-70 ........................................................ 92

9.2.1-. El compresor. .............................................................................................................. 94

9.2.1.1 Componentes principales del compresor. ............................................................... 94

9.2.2-. La cámara de combustión. .......................................................................................... 95

9.2.2.1-. Antorcha: .............................................................................................................. 95

9.2.2.2-. Anillo de combustión............................................................................................. 96

9.2.2.3-. Sistema by-pass aire. ........................................................................................... 96

9.2.3-. Turbina de potencia y difusor de escape. .................................................................... 97

9.2.4-. Reductor. .................................................................................................................... 97

9.2.5-. Generador. .................................................................................................................. 98

9.2.5.1-. Elementos del conexionado del generador. ......................................................... 98

9.3-. Sistemas principales mecánicos del turbogrupo Taurus T-70. ........................................... 99

9.3.1-. Sistema de arranque. .................................................................................................. 99

9.3.2-. Sistema de Lubricación ............................................................................................... 99

9.3.3-. Sistema de Monitoreo Vibraciones ............................................................................ 103

9.4-. Sistemas auxiliares mecánicos del turbogrupo Taurus T-70. ........................................... 103

9.4.1-. Sistema aire comprimido para regulación. ................................................................ 103

9.4.2-. Sistema ventilación container. ................................................................................... 103

9.4.3-. Sistema de aire de combustión. ................................................................................ 103

9.4.4-. Sistema de detección y exctinción de incendios. ....................................................... 104

9.5-. Sistemas de control ......................................................................................................... 104

9.5.1-. Armario de control ..................................................................................................... 104

9.5.2-. Armario de alimentación AC ...................................................................................... 105

9.5.3-. Armario de alimentación DC. .................................................................................... 105

9.5.4 Armario de Arranque SFC ........................................................................................... 105

9.5.5 Armario de modulo cliente ........................................................................................... 106

9.6-. Arranque de la turbina. .................................................................................................... 108

9.6.1-. Preparación para el arranque. ................................................................................... 108

9.6.2-. Inicio y subida hasta velocidad de barrido de gases ................................................. 108

9.6.3-. Aceleración hasta velocidad de sincronismo. Paso por velocidades críticas. ........... 108

9.6.4-. Sincronización y Subida de carga hasta la potencia seleccionada ........................... 109

9.7-. Protecciones Generador nueva turbina de gas TG2. ....................................................... 109

9.7.1.-. Relé SEB ING4N ..................................................................................................... 109

9.7.1.1-. Características generales relé SEB ING4N ....................................................... 109

9.7.1. 2-. Descripción de las funciones disponibles ........................................................... 110

9.7.1.2.1-. Sobrecorriente de Secuencia Negativa (ANSI 46) ....................................... 110


Página 21

9.7.1.2.3-. Protección de sobrecorriente (ANSI 50 - 51). .............................................. 111

9.7.1.4 -. Umbrales y tiempos de retardo ING4N. ............................................................ 113

9.7.2-. El relé de protección SEB IDT8N. ............................................................................. 114

9.7.2.1-. Características generales relé IDT8N. ............................................................... 114

9.7.2.2-. El funcionamiento de los umbrales diferenciales. .............................................. 114

9.7.2.3-. Características técnicas Relé multifunción IDT8N. ............................................ 116

9.7.2.4-. Umbrales y tiempos de retardo. IDT8N ............................................................... 116

9.7.3-. Relé multifuncional SEB UAR4N : sub y sobretensión . ........................................... 117


9.7.3.2-. Características técnicas Relé multifunción UAR 4N. ........................................... 118

9.7.3.3-. Umbrales y tiempos de retardo. UAR 4N. ........................................................... 119

9.7.3.4-. Selección de la función de protección relé UAR 4N. .......................................... 119

9.7.4-. Relé multifuncional de SEB PQR4N : Por pérdida de excitación, potencia inversa y rotor fallo a tierra. ................................................................................................................. 120

9.7.4.1-. Características generales ....................................................................................... 120

9.7.4.2-. Descripción de las funciones disponibles. ........................................................... 121

9.7.4.2.1-. Pérdida de excitación (ANSI 40). ..................................................................... 121

9.7.4.2.2-. Potencia inversa (ANSI 32). ........................................................................ 121

9.7.4.3-. Características técnicas Relé multifunción PQR4N .......................................... 122

9.7.4.4-. Umbrales y tiempos de retardo. Relé PQR4N. ................................................... 123

9.7.5-. Relé digital multifunción de protección HAR1N : Frecuencia y sobreflujo. ................. 124


9.7.5.2-. Descripción de las funciones disponibles. ........................................................... 124

9.7.5.2.1-. Sub - Sobre frecuencia umbrales (ANSI 81). ............................................... 124

9.7.5.2.2-. Umbrales Sobreflujo (ANSI 59/81). ............................................................. 124

9.7.5.2.3-. Max. Velocidad de cambio de frecuencia (df / dt) y máx.desplazamiento del vector de tensión (∆Θ). ................................................................................................. 125

9.7.5.4-. Tabla de ajustes del relé HAR1N. ....................................................................... 126

9.8-. Funcionamiento y control de la turbina de gas TG2 ......................................................... 127

9.8.1-. Inicio de la puesta en marcha. .................................................................................. 127

9.8.2-. Arranque del turbogenerador. ................................................................................... 127

9.8.2.1-. Pre-lubricación.................................................................................................... 127

9.8.2.1.1-. Ventilación de pre-lubricación. ......................................................................... 127

9.8.2.1.2-. pre-lubricación. ................................................................................................ 127

9.8.2.2-. Crank : ................................................................................................................ 127

9.8.2.3-. Comprobación de las válvula de gas. ................................................................. 128

9.8.2.4-. Purga de escape con crank. Tiempo máximo : 240 s......................................... 128

9.8.2.5-. Purgado o barrido de la caldera. Tiempo máximo :300 s ................................... 128


Página 22

9.8.2.6-. Gas de ignición. .................................................................................................. 128

9.8.2.7-.Aceleración hasta la velocidad nominal. .............................................................. 129

9.8.2.7.1-.Aceleración hasta la caída del motor de arranque. ........................................... 129

9.8.2.7.2-.Aceleración hasta velocidad nominal : .............................................................. 129

9.8.2.7.3-.Ajuste de la velocidad nominal.: ....................................................................... 129

9.8.2.8-. Lista para Cargar. ............................................................................................... 129

9.8.2.9-. Resumen de la secuencia de arranque .............................................................. 130

9.8.3-. Sincronización ........................................................................................................... 130

9.8.3.1-. Sincronización con la barra conductora. ............................................................. 131

9.8.3.1.1-. Secuencia de sincronización. .......................................................................... 131

9.8.4-. Modo operativo y carga del generador TG2. ............................................................. 132

9.8.4.1-. Funcionamiento en paralelo con la red. .............................................................. 132

9.8.4.1.1-. Fallo de tensión de red. ................................................................................... 132

9.8.4.1.2-. Apertura manual del disyuntor del generador en funcionamiento en paralelo con la red. ............................................................................................................................... 133

9.8.4.2-. Funcionamiento en modo Isla. ............................................................................ 133

9.8.4.2.1-. Carga .............................................................................................................. 133

9.8.5.1-. Ajuste de la potencia activa. ............................................................................... 134

9.8.5.2-. Ajuste de la velocidad de la turbina. ................................................................... 134

9.8.5.3-. Ajuste del factor de potencia. ............................................................................. 134

9.8.5.3.1-. Ajuste del factor de potencia del generador. ................................................... 134

9.8.5.3.2-. Ajuste del factor de potencia de la red. ............................................................ 134

9.8.5.4-. Ajuste de la tensión del generador...................................................................... 135

9.8.6-. Detención de la turbina de gas TG2. ......................................................................... 135

9.8.6.1-. Detención funcionamiento en paralelo con la red. .............................................. 135

10-. Descripción de la turbina de vapor KKK proyectada............................................................. 136

10.1-. Estructura constructiva. ................................................................................................ 136

10.1.1-. Rotor de la turbina. .................................................................................................. 136

10.1.2-. Caja de la turbina. ................................................................................................... 136

10.1.3-. Sistema de toberas. ................................................................................................ 136

10.1.4-. Junta del eje. ........................................................................................................... 136

10.2-. Engranajes. ................................................................................................................... 136

10.3-. Instalación de alimentación de aceite. .......................................................................... 136

10.4-. Dispositivo de regulación. .............................................................................................. 137

10.4.1-. Válvulas. ................................................................................................................. 137

10.4.2-. Regulador de revoluciones. ..................................................................................... 137

10.4.3-. Regulador de presión del vapor en función de limitación de potencia. .................... 137


Página 23


10.5.1-. Descripción. ............................................................................................................ 137

10.6-. Protecciones eléctricas generador de la nueva turbina de vapor. .................................. 139

10.6.1-. Relé diferencial RMC-131D. .................................................................................... 139

10.6.1.1-. Diagrama de conexión relé diferencial RMC-131D ........................................... 140

10.6.1.2-. Especificaciones técnicas del relé diferencial RMC-131D ................................ 140

10.6.2-. Relé multifuncional RS-489 protección integral generador TV ................................ 141

10.7-. Funcionamiento y control de la turbina de vapor............................................................ 142

10.7.1-. Pantalla táctil MP277 de interface Maquina-operador. ............................................ 142

10.7.2-.Pantalla de proceso: ................................................................................................ 143

10.7.2.1-. Pantalla de turbina ............................................................................................ 143

10.7.2.1.1-. Control del regulador SC-900 de velocidad. .................................................. 144

10.7.2.2-. Pantalla de aceite ............................................................................................. 145

10.7.2.3-. Pantalla unifilar ................................................................................................. 146

10.7.2.4-. Pantalla arranque. ............................................................................................ 148

10.7.2.5-. Pantalla consignas. .......................................................................................... 150

10.7.2.6-. Pantalla mantenimiento .................................................................................... 151

10.7.2.7-. Pantalla alarmas . ............................................................................................. 152

10.7.2.8-. Pantalla disparos. ............................................................................................. 153

11-. Planificación. ........................................................................................................................154


Página 24

1.- Objetivo del proyecto.

1.1.- Motivación del Proyecto.

La empresa Tarragona Químic, cuyo centro de producción se encuentra situada en el término municipal de la Canonja, en Tarragona, y que se incluye en el grupo de empresas químicas del polígono sur de Tarragona, decide estudiar la viabilidad de la sustitución de una turbina de gas existente desde hace 15 años, en su planta de Energías, en la zona de cogeneración, con el fin ampliar la demanda de energía térmica y eléctrica demandada en sus procesos productivos. Sustitución de la turbina de vapor existente de aproximadamente 25 años, la cual tiene grandes fugas de vapor por sus laberintos internos haciendo que su eficiencia eléctrica y térmica disminuya mucho, La decisión de instalar esta planta de cogeneración, ha sido motivada principalmente por cinco razones:

• Coste elevado requerido próximamente básicamente por -. El mantenimiento over-holl requerido por horas de funcionamiento de la turbina de gas TG2, en la que se debería sustituir y gran parte de los elementos de ésta turbina. -. Mantenimiento proactivo requerido en la turbina de vapor para solucionar el problema de la fuga de vapor por los laberintos, agudizado por la escasez de recambios requeridos debido a la antigüedad de dicha turbina.

• Aumento del consumo térmico y eléctrico en la factoría a consecuencia de modificaciones y ampliaciones en el proceso productivo que viene desarrollando la factoría en los últimos años. • Disminución Costes energéticos, haciendo que la empresa sea más competiva en su sector.

La Cogeneración es un procedimiento mediante el cual se obtiene simultáneamente energía eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente, aire caliente), con un mayor aprovechamiento de la energía del combustible Este aspecto tiene mucho interés, ya que es una forma de ahorrar energía combustible, cumpliendo con normas medioambientales y reduciendo el gasto de abastecimiento de la empresa en carburantes, que hoy en día están en a unos precios muy elevados

• Contribución a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Las industrias buscan procesos y métodos por los cuales, además de cumplir con las funciones propias de la empresa, se puedan reducir los gases emitidos a la atmósfera y, de cierto modo, aprovechar al máximo las energías resultantes de los propios procesos industriales efectuados en las distintas empresas de diferentes sectores. Por otra parte, España está sumergida en pleno Plan Estratégico deahorro y eficiencia energética 2004-2012 [Anexo I], que a su vez estárelacionado directamente con el Protocolo de Kioto [Anexo II], para obtenerun desarrollo sostenible y establecer una limitación y reducción de los gasesemitidos, principalmente por la industria.

• Mayor fiabilidad en el suministro, punto muy importante en éste tipo de industrias debido a su carácter de producción continuo, y cuyo corte de suministro daría lugar a paradas muy costosas para la empresa.


Página 25

1.2-. Objetivos del proyecto.

El presente estudio tiene como objeto analizar la situación actual de la planta de cogeneración de la empresa “Taraco Químic” y proponer una renovación de equipos de forma que ésta resulte más eficiente y ajustada a las necesidades actuales de la factoría asi como una renovación de los equipos más antiguos y que requerirían de no hacerse dicha modificación una inversión considerable en mantenimiento over-holl ya que presentan palpables síntomas de averías.

El presente proyecto tiene como finalidad dimensionar una planta de Cogeneración, más eficiente, con el fin de atender las demandas energéticas de la factoría. Para ello, se valorarán distintas alternativas tecnológicas, tanto técnica como económicamente, y se realizarán sus correspondientes Estudios de Viabilidad, que senos conducirán a la elección del tamaño definitivo de la planta. El objeto fundamental de la instalación de esta central es optimizar las necesidadesenergéticas de la industria al aprovechar la energía residual disponible en la turbinas de gas para el suministro de energía térmica para los procesos de la fábrica, en forma de:

• Vapor de proceso • Abastecimiento eléctrico de la factoría

-. El presente proyecto hará una descripción básica del sistema y dispositivos para el reemplazo de una de las turbinas de gas TG-2, asociada a una caldera de recuperación de calor, por una nueva de mayor capacidad y mayor eficiencia en el sistema de cogeneración instalado en la factoría. -. También se contempla la sustitución de la turbina de vapor existente por una más eficiente y mayor capacidad de expansión. La descripción del conjunto de la instalación de cogeneración de la factoría, formando parte ésta renovación de la turbina de gas TG-2, de un ciclo combinado en la factoría de otra turbina de gas TG-1 asociada a una caldera de recuperación de calor con quemadores de post-combustión, una caldera C-4 con quemadores de gas, Además para el mayor aprovechamiento de la central térmica, el vapor de alta (30 bar), de salida de las diversas calderas indicadas en el párrafo anterior, la central dispone de una turbina de vapor a contrapresión con el fin de generar una energía eléctrica así como disponer de otro nivel de presión de vapor para el suministro térmico a procesos de menor requerimiento térmico.


Página 26

1.3-. Alcance del Proyecto.

El proyecto/estudio abarca:

• Descripción de principio de cogeneración, marco legal y tecnologías recurrentes de aplicación.

• Selección de la planta de potencia adecuada a la aplicación de cogeneración: Tecnología, tamaño y descripción del funcionamiento general de la planta para las condiciones actual de funcionamiento y requerimiento por parte de la plantas de producción del complejo.

• Descripción de los elementos generales de la planta de cogeneración descritos de forma individual para las turbinas a sustituir y de forma generalizada e interrelacionada para el conjunto de la instalación de cogeneración.

• Comprobación del cumplimiento por parte de la planta de cogeneración del Rendimiento Eléctrico Equivalente exigidos por el Real Decreto 661/2007.

• Justificación de la viabilidad económica de la renovación de la planta de cogeneración.

• Cálculo del ahorro global de emisiones de CO2.

• Dimensionamiento del cable eléctrico de potencia del sistema eléctrico de la planta de cogeneración asociado a las nuevas turbina de gas TG2 y de la nueva turbina de vapor a instalar.

• Dimensionamiento del sistema de gas de alimentación a la planta de cogeneración con la comprobación de que el dimensionamiento es apto para el servicio. No son objeto de este proyecto: • El presente estudio no justificará el tarado de las protecciones eléctricas requeridas para la correcta selectividad de las protecciones requeridas, ya que estas serán ajustadas por el técnico instalador de los grupos generadores de acuerdo con las condiciones establecidas por el fabricante del generador asociado y dispondrá una cordinación respecto a las protecciones existentes actuales de los transformadores de red.

• No se realizará el dimensionamiento de circuito de recuperación térmica de la planta. Correspondiente a dimensionamiento de turberías de vapor y agua, ni a los lazos de control asociados a las regulaciones requeridas en la planta de cogeneración tanto de vapor como de equipos auxiliares a las las turbinas.

• No se realizará análisis y estudio del proceso industrial para su optimización, y conseguir una reducción de la demanda térmica.

• No se realizará análisis y estudio del sistema de iluminación, ya que se trata de una sustitución de maquinaria, con lo que la iluminación en el entorno de su ubicación se mantiene y se considera suficiente para el desarrollo de la actividad. El habitáculo interior de la turbina de gas nueva, ya viene diseñado por el fabricante con unos estándares para que la iluminación sea suficiente y cumpla con los requisitos tanto de protección de las luminarias (Ex) como de nivel de iluminación media Em (150-200 lux) y uniformidad requerida (>0,5) .


Página 27

2.- Introducción.

2.1.- Cogeneración.

-. Habitualmente los usuarios satisfacen sus necesidades energéticas comprando la electricidad y los combustibles a las correspondientes compañías suministradoras. Esta modalidad de abastecimiento, cómoda para el usuario, suele conllevar unos costes elevados, y desde el punto de vista de uso racional de la energía bastante ineficiente. -. Se define cogeneración como la producción simultánea de energía mecánica(transformada en electricidad) y energía térmica útil a partir de una misma fuente de energía. En otras palabras, los sistemas de Cogeneración convierten la energía contenida en el combustible en dos tipos de energías utilizables por la industria:

_ Energía mecánica y/o eléctrica. _ Energía térmica, vapor útil o gases calientes para proceso.

La producción simultánea de ambas energías supone que puede ser utilizadas ambas energías simultáneamente, lo que implica proximidad de la planta generadora a los consumos, en contraposición al sistema convencional de producción de electricidad en centrales termoeléctricas independientes, donde también se desprende calor, pero este no es aprovechado y ha de ser eliminado al ambiente.

-. Este aprovechamiento simultáneo (electricidad + calor), que conlleva un rendimiento global más elevado, es lo que la distingue de la autogeneración, en la cual no haya aprovechamiento térmico como efecto útil secundario. -. La cogeneración es un sistema alternativo, de alta eficiencia energética, que permite reducir de forma importante la factura energética de ciertos consumidores, sin alterar su demanda energética. -. De la energía generada con un motor generador o una turbina, el aprovechamiento de la energía en el combustible de entrada es del 25% al 35%, lo demás se pierde. Al cogenerar se puede llegar a aprovechar el 70% al 85% de la energía que genera el combustible, en el caso de este proyecto, gas natural.

Fig.2.1.a Diagrama general comparativo de las energías requeridas en un sistema de cogeneración frente al de generación por partes en un sistema convencional.


Página 28

2.2-. Ventajas e inconvenientes de la cogeneración.

La Cogeneración tiene beneficios tanto a nivel del país como a sector Industrial.

-. Ventajas:

1-. Desde el punto de vista país, se refleja en un ahorro de la energía primaria(petróleo, gas natural, carbón mineral,…) al hacer un uso más eficiente de losenergéticos. Asimismo, se reducen las emisiones contaminantes al medioambiente por quemar menos combustible. 2-. Desde el punto de vista de los intereses de la industria se tienen lossiguientes beneficios:

• Reducción de los costes de energía. Al utilizar el calor para la generación de potencia, los costes de la compra de energía disminuyen considerablemente. Se han estimado que la reducción en la facturación energética total puede alcanzar hasta un 50%.

• Más seguridad en el suministro de energía. -. Generando su propia energía, en la propia planta, le da más confianza y autosuficiencia a su suministro de energía. Un sistema de Cogeneración conectado en paralelo con la red eléctrica como respaldo garantiza la continuidad en el suministro eléctrico. -. Disminuye la dependencia energética del exterior.

• Mejora en la calidad de la energía suministrada Se puede corregir inmediatamente cualquier desviación, fuera de lo normal, del voltaje o la frecuencia.

• Mejora medioambiental Permitiendo un desarrollo sostenible, reduciéndose las emisiones al disminuir el consumo de energía primaria.

• Elimina pérdidas por transporte y distribución de energía eléctrica.

• Posibilita industrializar zonas alejadas de las redes de distribución eléctrica.

-. Inconvenientes:

A pesar de las grandes y muchas ventajas que tienen la utilización de la Cogeneración, existen una serie de inconvenientes que se necesitan tomar en consideración antes de decidir la realización de un proyecto de estas características.

• Los sistemas de Cogeneración requieren un inversión sustancial. Esta inversión sustancial a realizar, muchas compañías no están dispuestas a arriesgarse por tratarse e un proyecto que no incrementa su capacidad de producción, aunque sea altamente favorable.

• Complejidad del sistema de cogeneración . Los sistemas de cogeneración pueden llegar a ser complejos en su diseño, instalación y operación, por lo que requieren la utilización de empresas o personas cualificadas en esta área.


Página 29

• Costes de energía eléctrica y de combustibles. En algunos proyectos, su economía puede ser muy sensible a los costes de energía eléctrica y de los combustibles, los cuales son impredecibles, aunque la tendencia normal es hacia la alza, por lo menos a medio plazo.

Para ver entonces si el proyecto resulta factible y rentable para una empresa, se deberán realizar distintos estudios de viabilidad para tener claro el alcance del proyecto según las distintas características de cada industria y sector.

2.3.- Sectores idóneos de instalación de cogeneración

Es interesante destacar que el análisis de las necesidades de proceso no se debe restringir a la situación actual sino que hay que investigar si hay posibilidades de cambio en el aprovechamiento del calor que permitan la instalación de una planta de cogeneración más eficiente y, por consecuentemente, más rentable. Es importante resaltar que en el actual marco legislativo, tanto español como europeo, el diseño de la planta se orienta a atender la demanda de calor, ya que es posible vender al proveedor de energía eléctrica la totalidad del excedente eléctrico producido, pudiendo llegar al 100% de dicha producción.

Por tanto, podemos concluir, que la base de la cogeneración, es el aprovechamiento de calor, con lo que el requisito principal para la implantación de la cogeneración es que exista un consumo de calor y/o frío, y así pues, El tipo de calor necesario conducirá a un tipo determinado de motor primario y de instalación.

Otro factor que influye decisivamente sobre el tipo de instalación son los combustibles disponibles. Los consumos térmicos en alta temperatura favorecen el uso de las turbinas de gas, y los de agua caliente a los motores alternativos.

En este sentido, hay que hacer primero una revisión de los consumos de energía calorífica requeridos, para determinar si realmente es preciso la temperatura utilizada, tanto si se trata de gases calientes como vapor, puesto que a menudo para unificar se utiliza siempre el nivel térmico o entálpico más alto.

Como toda instalación eficiente, es más cara que una instalación convencional, con lo que el tiempo de funcionamiento de la instalación influirá también en su rentabilidad. Es decir las industrias idóneas para instalar plantas de cogeneración son aquellas congran consumo térmico y muchas horas de funcionamiento.

Una relación no exhaustiva de sectores industriales idóneos para cogeneración es lasiguiente:

* Pasta y papel. * Industrias químicas. * Industria petroquímica y de refino de petróleo. *Industrias cerámicas. * Industria alimentaria. * Empresas de producción de CO2. * Tratamiento de residuos. * Depuradoras y tratamiento de agua. * Empresas del sector automoción.


Página 30

2.4-. Rentabilidad: importancia del Marco Legal.

La rentabilidad de este tipo de instalaciones depende hoy en día de dos factores:

• El aprovechamiento térmico de la instalación. Sólo es posible la rentabilidad si hay un aprovechamiento térmico adecuado, es decir, si la instalación industrial a la que está asociada es capaz de utilizar de forma rentable toda la energía térmica que produce la planta de cogeneración.

• La prima eléctrica. Los altos precios del gas y la moderación en la subida del precio eléctrico han hecho que muchos proyectos que se desarrollaron en su día como proyectos muy atractivos, cumpliendo con el primer punto anterior, de buen aprovechamiento térmico, hayan perdido todo el interés por su escasa rentabilidad, o porque directamente habían entrado en pérdidas. Así pues en ocasiones necesitará de un incentivo, una prima, sobre el precio de venta de la electricidad que garantice una tasa de retorno de la inversión razonable, o una rentabilidad atractiva, en los casos en los que la planta ya esté amortizada, ya que una planta de cogeneración no deja de ser una inversión económica, y como tal, los promotores buscan maximizar la rentabilidad de la misma, y conseguir periodos de amortización razonables. Por ello, y por las ventajas globales que tiene la cogeneración para la sociedad, se debe garantizar al cogenerador la compra de la electricidad y la aplicación de primas a la producción de electricidad. Es necesaria una reglamentación adecuada, para regular y resolver los numerosos puntos conflictivos que pueden presentarse en las relaciones cogenerador-compañía eléctrica. Es decir, garantizarle una rentabilidad y un periodo de amortización de la inversión conveniente. Actualmente ante la directiva establecida en el RD 2012, se han eliminado estas primas para corriente cogenerada para las nuevas instalaciones de cogeneración, con lo que como hemos comentado anteriormente, la inversión en este tipo de instalaciones solo será rentables si existe una cierta ampliación de energía cogenerada requerida por el sistema, pero no como inversión de renovación de instalaciones de características similares. El objetivo final de la cogeneración y de las diferentes políticas energéticas en España y en Europa es el ahorro de energía primaria

1. Toda planta que ahorre energía primaria a partir de cierta cuantía es beneficiosa para el sistema eléctrico y debería tener acceso a los beneficios que permite la Directiva Europea y el RD 661/2007 , actualmente las primas por esta cuantía según el Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, se procede a la suspensión de los procedimientos de pre-asignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración.

2. El ahorro de energía primaria por las plantas de cogeneración se obtiene gracias a la generación de energía eléctrica, y dicho ahorro se otorga en su totalidad a dicha energía producida.

3. Para obtener dicho ahorro en la generación de energía eléctrica, las plantas de cogeneración deben aprovechar el calor que inevitablemente se produce.

4. Los tres parámetros que definen un sistema de cogeneración son el combustible utilizado, la energía eléctrica generada, y el calor producido. Los dos primeros suelen ser objetos de contratos de compraventa entre entidades diferentes y son fáciles de medir, no prestándose a equívocos y siendo fácil asegurar su origen y uso (de cogeneración o no).


Página 31

El objetivo de todos los procesos de cogeneración es ahorrar combustible y, en consecuencia, emisiones de gases de efectos nocivos. Si bien, en general, todas las plantas de cogeneración bien diseñadas aportan estos ahorros, su capacidad de ahorrar puede ser muy diferente en función de su tamaño y sobre todo de lo ajustado de su diseño a la demanda de calor. Por ello, la legislación suele fijar índices de eficiencia en lugar de ahorros en valor absoluto para evaluar la calidad del diseño de una planta de cogeneración. Los índices más utilizados son los siguientes:

• Rendimiento global (η),que expresa una relación entre la producción conjunta de energía eléctrica y calor respecto al combustible empelado para ello. Es un valor intrínseco y no comparativo de una planta de cogeneración.

• Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE),es el rendimiento eléctrico comparable con una planta de sólo generación de energía eléctrica, descontando del combustible consumido el necesario para producir por sistemas convencionales el calor. Este índice permite comparar la eficiencia eléctrica de una planta de cogeneración con el rendimiento eléctrico o global de una planta de sólo producción de energía eléctrica. Al ser un índice de cálculo fácil, es utilizado en diversos países. Sin embargo, esta comparación directa con plantas del régimen ordinario no tiene en cuenta las pérdidas evitadas en las redes de transporte y distribución, que es otro de los grandes objetivos perseguidos por la Directiva Europea y el RD 616/2007.

Los rendimientos eléctricos equivalentes mínimos exigidos (REE min) ,se indican en la siguiente tabla:


Página 32

2.5-. Tipos de plantas de cogeneración.

A)-. Cogeneración con motor de gas. Utilizan gas, gasóleo o fuel-oil como combustible. Son muy eficientes eléctricamente, pero son poco eficientes térmicamente. El sistema de recuperación térmica se diseña en función de los requisitos de la industria y en general se basan en la producción de vapor a baja presión (hasta 10 bares), aceite térmico y en el aprovechamiento del circuito de alta temperatura del agua de refrigeración del motor. Son también adecuadas la producción de frío por absorción, bien a través del vapor generado con los gases en máquinas de doble efecto, o utilizando directamente el calor del agua de refrigeración en máquinas de simple efecto.

Figura 2.5.a: Esquema de proceso de cogeneración con motor a gas. Este tipo de instalaciones es conveniente para potencias bajas (hasta 15 MW) en las que la generación eléctrica es muy importante en el peso del plan de negocio. Los motores son la máquina térmica que más rendimiento tiene, pues es capaz de convertir actualmente hasta el 45% de la energía química contenida en el combustible en energía eléctrica, y se espera que en los próximos años este rendimiento aumente.


Página 33

B) Cogeneración con turbina de gas. En los sistemas con turbina de gas se quema combustible en un turbogenerador. Parte de la energía se transforma en energía mecánica, que se transformará con la ayuda del alternador en energía eléctrica. Su rendimiento eléctrico es inferior al de los motores alternativos, pero presentan la ventaja de que permiten una recuperación fácil del calor, que se encuentra concentrado en su práctica totalidad en sus gases de escape, que está a una temperatura de unos 500ºC, idónea para producir vapor en una caldea de recuperación.

Figura 2.5.b: Esquema de proceso de cogeneración con turbina de gas.

Cuando se presenta en el denominado ciclo simple, el sistema consta de una turbina de gas y una caldera de recuperación, generándose vapor directamente a la presión de utilización en la planta de proceso asociada a la cogeneración. Su aplicación es adecuada cuando los requisitos de vapor son importantes (>10 t/h), situación que se encuentra fácilmente en numerosas industrias (alimentación, química, papelera). Son plantas de gran fiabilidad y económicamente rentables cuando están diseñadas para una aplicación determinada. El diseño del sistema de recuperación de calor es fundamental, pues su economía está directamente ligada al mismo, ya que a diferencia de las plantas con motores alternativos el precio del calor recuperado es esencial en un ciclo simple de turbina de gas.


Página 34

C) Cogeneración con turbina de vapor. En estos sistemas, la energía mecánica se produce por la expansión del vapor de alta presión procedente de una caldera convencional. El uso de esta turbina fue el primero en cogeneración. Actualmente su aplicación ha quedado prácticamente limitada como complemento para ciclos combinados o en instalaciones que utilizan combustibles residuales, como biomasa subproductos residuales que se generan en la industria principal a la que está asociada la planta de cogeneración. Dependiendo de la presión de salida del vapor de la turbina se clasifican en turbinas a contrapresión, en donde esta presión está por encima de la atmosférica, y las turbinas a condensación, en las cuales ésta esta por debajo de la atmosférica y han de estar provistas de un condensador. En ambos caso se puede disponer de salidas intermedias, extracciones, haciendo posible utilización en proceso a diferentes niveles de presión.

Figura 2.5.c: Esquema de proceso de cogeneración con turbina vapor.


Página 35

D) Cogeneración en ciclo combinado con turbina de gas y vapor. La aplicación conjunta de una turbina de gas y una turbina de vapor es lo que se denomina " Ciclo Combinado".

Figura 2.5.d : Diagrama de flujo ciclo combinado con turbina de gas y turbina de vapor.

En la figura 2.5.d, puede verse que los gases de escape de la turbina pueden tirarse a la atmósfera si no se requiere aprovechamiento térmico, a través del bypass, o pueden atravesar la caldera de recuperación, donde se produce vapor de alta presión. Este vapor puede descomprimirse en una turbina de vapor produciendo una energía eléctrica adicional. La salida de la turbina será vapor de baja presión, que puede aprovecharse como tal o condensarse en un condensador presurizado, produciendo agua caliente o agua sobrecalentada, que será utilizado en la industria asociada. Si la demanda de vapor es mayor que la que pueden proporcionar los gases de escape, puede producirse una cantidad de vapor adicional utilizando un quemador de postcombustión, introduciendo una cantidad adicional de combustible (gas natural) directamente a un quemador especial con el que cuenta la caldera. Esto puede hacerse porque los gases de escape son aún suficientemente ricos en oxígeno (en un ciclo combinado con motor alternativo no podría hacerse, ya que los gases de escape son pobres en oxígeno).


Página 36

En un ciclo combinado con turbina de gas el proceso de vapor es esencial para lograr la eficiencia del mismo. La selección de la presión y la temperatura del vapor vivo se hace en función de las turbinas de gas y vapor seleccionadas, selección que debe realizarse con criterios de eficiencia y economía. Por ello se requiere una ingeniería apropiada capaz de crear procesos adaptados al consumo de la planta industrial asociada a la cogeneración, que al mismo tiempo dispongan de gran flexibilidad que posibilite su trabajo eficiente en situaciones alejadas del punto de diseño. Una variante del ciclo combinado expuesto, en el que la turbina de vapor trabaja a contrapresión (esto es, descomprime el vapor entre una presión elevada y una presión inferior, siempre superior a la atmosférica) es el ciclo combinado a condensación, en el que el aprovechamiento del calor se realiza antes de la turbina de vapor, quedando ésta como elemento final del proceso. El vapor de salida se condensa en un condensador que trabaja a presión inferior a la atmosférica, para que el salto térmico sea el mayor posible.

E) Cogeneración con motor de gas y turbina de vapor. En este tipo de plantas, el calor contenido en los humos de escape del motor se recupera en una caldera de recuperación, produciendovapor que es utilizado en una turbina de vapor para producir más energía eléctrica o energía mecánica. El circuito de refrigeración de alta temperatura del motor se recupera en intercambiadores, y el calor recuperado se utiliza directamente en la industria asociada a la planta de cogeneración. El rendimiento eléctrico en esta planta es alto, mientras que el térmico disminuye considerablemente. Es interesante para plantas con demandas de calor bajas que rentabilizan la inversión por la venta de energía eléctrica, fundamentalmente.


Página 37

2.6-. Elección de la tecnología de cogeneración.

La elección de la tecnología más apropiada para la instalación de un ciclo combinado, depende de los requerimientos de consumo final, de la potencia eléctrica que produce el grupo, la relación entre electricidad/calor, el nivel de temperaturas de la demanda térmica, la disponibilidad de combustibles, las fluctuaciones de la demanda térmica, etc. La siguiente tabla muestra una comparación entre las posibles tecnologías paracogeneración según diversos factores para la selección de la tecnología más apropiada

Tabla 2.6.a :Fuente : Review of Combined Heat and Power Thechnologies


Página 38

2.7-. Generalidades turbinas de gas.

2.7.1-. Principio de funcionamiento de Turbinas de Gas

Una turbina de gas es un motor térmico rotativo de combustión interna, donde a partir de la energía aportada por un combustible se produce energía mecánica y se genera una importante cantidad de calor en forma de gases calientes y con un alto porcentaje de oxígeno.

Figura: 2.7.1.a Diagrama de proceso turbina de gas

-. La máquina sigue un ciclo abierto, puesto que se renueva continuamente el fluido que pasa a través de ella.

-. El aire es aspirado de la atmósfera y comprimido para después pasar a la cámara de. Los gases calientes, producto de la combustión, fluyen a través de la turbina. Allí se expansionan y mueven el eje, combustión, donde se mezcla con el combustible y se produce la ignición que acciona el compresor de la turbina y el alternador.

-. Las pérdidas de energía se desprenden en forma de calor que hay que evacuar del sistema. Normalmente no son superiores al 3% de la energía aportada.


Página 39

Tipos de turbinas de gas.

a) Por su origen.

Atendiendo a su origen, las turbinas se clasifican en dos grandes grupos: las aeroderivadas y las industriales.

Aeroderivadas.

Las aeroderivadas proceden de la industria aeronáutica, son más ligeras, pero requieren más mantenimiento. Su techo de potencia es de unos 50 MW en la actualidad y requieren combustibles de mejor calidad. Recientemente se han introducido turbinas con características de aeroderivada, pero para aplicaciones estacionarias de hasta 100 MW.

El rendimiento eléctrico que presentan es mayor que el de las turbinas industriales.

Industriales (heavy duty).

Las turbinas concebidas como industriales llegan a potencias mucho más elevadas (hasta 300 MW). Han sido concebidas para trabajo continuo y requieren menos mantenimiento. Sin embargo, su rendimiento eléctrico es menor.

b) Por su construcción.

Desde un punto de vista constructivo, se distinguen dos tipos de turbinas: las de un solo eje, y las de dos o más ejes. En las de dos o más ejes: en este caso, la turbina propiamente dicha se divide en dos secciones. Estas secciones son:

• Turbina de alta presión, ligada al compresor • Turbina de baja presión, ligada al generador o equipo mecánico. También denominada turbina de potencia. En este caso, a todo el sistema de compresor, cámara de combustión y turbina de alta presión se le denomina generador de gas. En determinados modelos de turbinas, los dos ejes, en lugar de estar separados son concéntricos. Al ser unidades de gran potencia y al actuar la turbina de potencia separada del generador de gas, la energía necesaria para su arranque es menor que en el caso de las turbinas monoeje (suele situarse en valores menores del 1% de su potencia nominal).

Su rendimiento es mucho menos sensible a las variaciones de carga y al régimen de funcionamiento que en el caso de turbinas de gas mono-eje, al ser la velocidad de giro del generador de gas independiente de la turbina de potencia.


Página 40

2.7.2-. Partes principales de Turbinas de Gas.

a) Compresor de aire.

La función del compresor es elevar la presión del aire de combustión (una vez filtrado) antes que entre en la cámara de combustión, en una relación que varía según la turbina. Esta compresión se realiza en varias etapas y consume aproximadamente las 2/3 partes del trabajo producido por la turbina.

El control de la entrada de aire para la combustión se realiza variando el ángulo de inclinación de las ruedas iniciales de álabes del compresor. A mayor ángulo, mayor cantidad de aire de entrada al compresor, y por tanto, a la turbina. Este método se usa para mejorar el comportamiento a carga parcial de la turbina de gas.

En algunas instalaciones grandes, del compresor de la turbina de gas se extrae aire comprimido para su uso como aire de control de la planta de cogeneración.

b) Cámara de combustión.

En ella tiene lugar la combustión a presión, del gas combustible junto con el aire. Esta combustión a presión obliga a que el combustible sea introducido a un nivel de presión adecuado, que oscila entre 16 y 50 bar.

Debido a las altas temperaturas que pueden alcanzarse en la combustión y para no reducir demasiado la vida útil de los elementos componentes de la cámara, se trabaja con un exceso de aire alto, utilizando del 300 al 400% del aire teórico necesario, con lo que se consigue por un lado reducir la temperatura de llama y por otro refrigerar las partes más calientes de la cámara. Parte del aire que procede del compresor, se dirige directamente hacia las paredes de la cámara de combustión para mantener su temperatura en valores convenientemente bajos. Otra parte se hace circular por el interior de los álabes de la turbina, saliendo por orificios en los bordes que crean una película sobre la superficie de los álabes.

c) Turbina.

En la turbina es donde tiene lugar la conversión de la energía contenida en los gases de combustión, en forma de presión y temperatura elevada (entalpía), a potencia mecánica (en forma de rotación de un eje). Como se ha indicado antes, una parte importante de esta potencia es absorbida directamente por el compresor.

Los gases, que entran a la turbina a una temperatura de 1000-1300ºC y una presión de 10 a 30 bar, salen a unos 450-600ºC y a una presión ligeramente superior a la atmosférica. Las altas temperaturas presentes en la turbina, sobre todo en las primeras etapas, hace necesario un recubrimiento cerámico especial en cada uno de los álabes y la corriente de aire comprimido proveniente del compresor que se detallaba en el apartado anterior.

Otra parte del aire del compresor, se envía a la primera rueda de álabes de turbina, donde se introduce por el interior y sale por orificios en los bordes formando una película sobre la superficie de los álabes.

d) Reductor

En turbinas menores de 50 MW, la velocidad de rotación del eje suele ser superior a la necesaria para el accionamiento de un alternador (3000 o 3600 rpm) ó un compresor y por ello suele necesitarse este elemento reductor del número de revoluciones, que adapta la velocidad de la turbina a la necesaria en el elemento accionado.


Página 41

e) Generador.

Es el elemento consumidor de la fuerza motriz aportada por la turbina y es el que genera la energía eléctrica que se desea.

En las turbinas que se utilizan como accionamiento mecánico, en lugar de alternador, hay, por ejemplo, un compresor. Tal es el caso de los compresores de los gasoductos.

Figura 2.7.2.a : Partes constructivas de una turbina de gas


Página 42

2.8-. Generalidades turbinas de vapor.

Una turbina de vapor es una turbo-máquina motora, que transforma la energía de un flujo de vapor en energía mecánica a través de un intercambio de cantidad de movimiento entre el fluido de trabajo (entiéndase el vapor) y el rodete, órgano principal de la turbina, que cuenta con palas o álabes los cuales tienen una forma particular para poder realizar el intercambio energético. Las turbinas de vapor están presentes en diversos ciclos de potencia que utilizan un fluido que pueda cambiar de fase, entre éstos el más importante es el Ciclo Rankine, el cual genera el vapor en una caldera, de la cual sale en unas condiciones de elevada temperatura y presión. En la turbina se transforma la energía interna del vapor en energía mecánica que, típicamente, es aprovechada por un generador para producir electricidad. En una turbina se pueden distinguir dos partes, el rotor y el estator. El rotor está formado por ruedas de álabes unidas al eje y que constituyen la parte móvil de la turbina. El estator también está formado por álabes, no unidos al eje sino a la carcasa de la turbina.

2.8.1-. Principio de funcionamiento de Turbinas de vapor

La turbina de vapor es un motor térmico cíclico rotativo, de combustión externa, que movido por vapor produce energía mecánica. El vapor entra a alta presión y temperatura, y se expansiona en la turbina, transformando una parte de su entalpía en energía mecánica. A la salida de la turbina, el vapor ha perdido presión y temperatura. Al igual que en el caso de las turbinas de gas, el eje suele estar acoplado a un generador directamente o a través de un reductor, donde se transforma la energía mecánica en eléctrica.

Fig. 2.8.1.a: Funcionamiento esquemático de una turbina de acción.


Página 43

De acción y de reacción.

Las turbinas de acción transforman la energía de presión del vapor en velocidad en las toberas y el impulso del vapor a velocidad es el que mueve el rotor.

En las turbinas de acción, el vapor pasa a través de las boquillas y alcanza las palas. Éstas absorben una parte de la energía cinética del vapor en expansión, lo que hace girar la rueda y con ella el eje al que está unida. La turbina está diseñada de forma que el vapor que entra por un extremo de la misma se expande a través de una serie de boquillas hasta que ha perdido la mayor parte de su energía interna.

Las turbinas de acción habituales tienen varias etapas, en las que la presión va disminuyendo de forma escalonada en cada una de ellas. El objetivo de los escalonamientos en la turbina de vapor es disminuir la velocidad del rodete conservando una velocidad de los álabes próxima al valor óptimo con relación a la velocidad del chorro de vapor, con lo que se consigue aumentar la eficiencia.

En las turbinas de reacción, hay diferente presión a ambos lados de las ruedas de los álabes y esto es lo que impulsa el rotor. Mientras discurre el vapor entre los álabes móviles, disminuye su presión puesto que el espacio entre álabes es variable.

En ellas se produce un efecto parecido al que sustenta a los aviones. En las dos caras del ala de un avión hay una diferencia de presión, debido a la forma de la misma, que induce una diferencia de velocidades y que dan como consecuencia la diferencia de presiones antedicha.

La mayor parte de las veces los modelos son mixtos constando, primero de una rueda de acción, seguido de otras de reacción. Por lo general, las turbinas pequeñas son de acción y las grandes de reacción o mixtas.


Página 44

2.8.2-. Partes principales de Turbinas de vapor.

Las turbinas de vapor disponen de las siguientes partes o elementos:

1-. Sistema de admisión

2-. Cuerpo de turbina. Formado por el rotor (contiene las coronas giratorias de álabes), el estator, el eje y la carcasa (conteniendo las coronas fijas de toberas).

3-. Escape de la turbina. Es el cuerpo posterior de la turbina por donde se conduce el vapor al condensador o a la tubería de contrapresión.

4-. Secciones de extracción o reinyección. Es la zona por donde se extrae el vapor a presión intermedia o se inyecta.

5-. Cierres laberínticos de vapor. Disminuye las fugas de vapor por los huecos, siendo conducido el vapor de fuga a un condensador de vahos o se extrae con eyectores.

6-. Reductor. Al igual que ocurría en el caso de turbinas de gas, en potencias menores de 50 MW, la velocidad de rotación del eje suele ser superior a la necesaria para el accionamiento de un alternador (salida 1.500-1.800 r.p.m /3000-3600 rpm) y suele necesitarse la participación de este elemento reductor del número de revoluciones

7-. Generador. Es el elemento consumidor de la fuerza motriz aportada por la turbina y es el que genera la corriente eléctrica que se desea.

Sistema de admisión.

Sistema de admisión. Consta de una válvula de cierre rápido, el grupo de válvulas de control ytoberas de admisión

Las válvulas de control de admisión son unos de los elementos más importantes de la turbina de vapor y regulan el caudal de entrada a la turbina. Es una válvula pilotada hidráulicamente con la ayuda de un grupo de presión de aceite (aceite de control) o neumáticamente.

Imagen 2.8.2.a: Detalle de válvulas de regulación en turbina de vapor de 8 MW. Cortesía de Blohm & Voss.


Página 45

El rotor.

El rotor de una turbina de acción es de acero fundido con ciertas cantidades de Níquel o cromo para darle tenacidad al rotor, y es de diámetro aproximadamente uniforme. Normalmente las ruedas donde se colocan los álabes se acoplan en caliente al rotor. También se pueden fabricar haciendo de una sola pieza forjada al rotor, maquinando las ranuras necesarias para colocar los álabes.

Los álabes se realizan de aceros inoxidables, aleaciones de cromo, con las curvaturas de diseño según los ángulos de salida de vapor y las velocidades necesarias. Son críticas las últimas etapas por la posibilidad de existencia de partículas de agua que erosionarían a los álabes. Por ello suelen tener un recubrimiento resistente a la abrasión.

La carcasa.

La carcasa se divide en dos partes: la parte inferior, unida a la bancada y la parte superior, que se desmonta cuando se quiere acceder al rotor. Ambas contienen las coronas fijas de toberas o álabes fijos.

Las carcasas se realizan de hierro, acero o aleaciones de acero, dependiendo de la temperatura del vapor. Obviamente las partes de la carcasa de la parte de alta presión son de materiales más resistentes que en la parte del escape.

Los álabes fijos y móviles se colocan en posición adecuada en ranuras alrededor del rotor y carcasa. Los álabes se pueden asegurar solos o en grupos y bien se fijan a su posición por medio de un pequeño seguro, en forma de pequeño perno, o bien se remachan en su lugar. Los extremos de los álabes se fijan en un anillo donde se remachan los álabes, y los más largos a menudo se amarran entre sí con alambres o barras en uno o dos lugares intermedios, para darles rigidez.

La carcasa va normalmente recubierta por una manta aislante que disminuye la radiación de calor al exterior, evitando que el vapor se enfríe, pierda energía y por tanto la turbina pierda potencia y rendimiento. Esta manta aislante suele estar recubierta de una tela impermeable que evita su degradación y permite quitarla y ponerla con mayor facilidad.

Cojinetes de apoyo, de bancada o radiales.

Sobre ellos gira el rotor. Suelen ser de un material blando, y recubiertos de una capa antifricción. En realidad, el eje no gira sobre ellos, sino sobre una capa de aceite de lubricación. Son elementos de desgaste, que deben ser sustituidos periódicamente, bien con una frecuencia establecida si su coste es bajo respecto de su producción, o bien por observación de su superficie y cambio cuando se encuentren en un estado deficiente.

En la fotografía adjunta puede verse la parte inferior de un cojinete de apoyo y el eje.

Figura 2.8.2.b: Detalle de cojinete de apoyo, eje y sello de vapor


Página 46

Cojinete de empuje o axial.

El cojinete axial, o de empuje impide el desplazamiento del rotor en la dirección del eje. Supone un tope para el desplazamiento. En caso de no existir este tope el empuje axial que sufre el eje por el efecto del vapor repercutiría en el reductor, aplicando en él una fuerza que no puede absorber.

El cojinete axial hace tope con un disco que forma parte solidaria con el eje, según puede apreciarse en la imagen 2.8.2.c.

Imagen 2.8.2 c: Esquema de disposición de cojinetes.

Este cojinete, realizado en un material blando, está recubierto por una capa de material antifricción, que supone un rozamiento mínimo entre el disco y el cojinete. Además, el cojinete está convenientemente lubricado.

Cuando el desgaste de este disco es excesivo, se produce un desplazamiento mayor del permisible, que transmite esa fuerza no deseable a otros elementos acoplados al eje de la turbina. Para comprobar el estado de ese cojinete, además de la medida de la temperatura y de las vibraciones del eje, se mide de forma constante el desplazamiento axial. Si se excede el límite permitido, para evitar daños, el sistema de control provoca la parada de la turbina o impide que esta complete su puesta en marcha.

Sistema de lubricación.

Proporciona el aceite lubricante. Para asegurar la circulación del aceite en todo momento (un fallo en este sistema provocaría graves daños, sobre todo en el eje y en los cojinetes), el sistema suele estar equipado con tres bombas:

• Bomba mecánica principal. Está acoplada al eje de la turbina, de forma que siempre que esté girando la turbina está girando la bomba, asegurándose así la presión de bombeo mejor que con una bomba eléctrica. No obstante, en los arranques y paradas esta bomba no da presión suficiente, por lo que es necesario que el equipo tenga al menos una bomba adicional.

• Bomba auxiliar. Se utiliza exclusivamente en los arranques y paradas, y sirve para asegurar la correcta presión de aceite hasta que la bomba mecánica puede realizar este servicio. A unas revoluciones determinadas durante el arranque, automáticamente se cambia de bomba auxiliar a bomba principal, y lo mismo durante las paradas de la turbina.

• Bomba de emergencia. Si se produce un cero de planta, ésta queda sin tensión y la turbina de vapor dispara, durante la parada habría un momento en que ésta se quedaría sin lubricación, ya que la bomba auxiliar no tendría tensión. Para evitar este problema, las turbinas suelen ir equipadas con una bomba de emergencia que funciona con corriente continua proveniente de un sistema de baterías.


Página 47

Sistema de extracción de vahos.

El depósito de aceite suele estar a presión inferior a la atmosférica. De esta forma los vapores de aceite son extraídos y se dificulta una posible fuga de aceite al exterior. Para conseguir este vacío, el sistema de lubricación suele ir equipado con un extractor que garantiza que los vapores del aceite serán extraídos y se mantendrá una presión baja en el depósito.

Sistema de refrigeración de aceite.

El aceite en su recorrido de lubricación se calienta; al calentarse modifica su viscosidad, y por tanto, sus características lubricantes. Si el calor es excesivo, se degrada. Para evitar todo esto, el sistema de lubricación dispone de unos intercambiadores que enfrían el aceite. Estos intercambiadores pueden ser aire-aceite, de forma que el calor del aceite se evacua a la atmósfera, o agua-aceite, de forma que el calor se transfiere al circuito cerrado de refrigeración con agua de la planta.

En caso de refrigeración por agua, este circuito combina normalmente la refrigeración de aceite del reductor y alternador, así como la refrigeración de los devanados del alternador.

Sistema de aceite de control.

Cuando la válvula de regulación se acciona hidráulicamente el conjunto de turbina va equipado con un grupo de presión que eleva la presión del aceite en el circuito de aceite de control hasta la necesaria, normalmente entre los 50 y los 200 bar de presión. El sistema de control gobierna la válvula de salida del grupo, que hace llegar la presión de aceite hasta la válvula de regulación de entrada de vapor.

Sistema de sellado de vapor.

Las empaquetaduras o cierres en el eje evitan la fuga de vapor al exterior en la partes a presión oentrada de aire en las parte bajo vacío. Hay dos tipos de cierres: los cierres laberínticos y los aros de carbono. Se puede utilizar uno de los dos tipos de cierre o bien ambos simultáneamente. En la figura posterior se puede ver un esquema del cierre laberíntico, que lo que pretende es dificultar el flujo de vapor a través de él. En un punto intermedio se inyecta vapor que establece una barrera a la fuga desde la parte de alta presión. En un punto más exterior se extrae

conjuntamente vapor que procede de la parte interna y aire del exterior, para evitar que el aire entre al interior de la carcasa en la zona de vacío, o que el vapor salga por el eje en la zona de presión positiva.

Figura 2.8.2. d: Cierres laberínticos. Detalle.


Página 48

Generalmente, las fugas de vapor de los cierres laberínticos, así como el drenaje se llevan a un condensador de vapor, con el objeto de aprovechar el agua tratada. Normalmente, el condensador funciona con agua del circuito de refrigeración. Otras veces el vapor de cierres se expulsa a la atmósfera mediante eyectores de vapor. En turbinas de vapor de condensación, el vapor de cierres se lleva al condensador.

Virador

El sistema virador consiste en un motor eléctrico o hidráulico (normalmente el segundo) que hace girar lentamente la turbina cuando no está en funcionamiento. Esto se hace para evitar que el rotor se curve al estar parado, por su propio peso o por expansión térmica. La velocidad de este sistema es muy baja (varios minutos para completar un giro completo de turbina), pero se vuelve esencial para asegurar la correcta rectitud del rotor. Si por alguna razón este sistema se detiene (avería del rotor, avería de la turbina, inspección interna con desmontaje) es necesario asegurar que, antes de arrancar, estará girando varias horas con el sistema virador.

Compensador

Es el elemento de unión entre la salida de la turbina y el resto de la instalación (generalmente las tuberías que conducen al condensador o el propio condensador). Ya que la carcasa de la turbina sufre grandes cambios de temperatura, este elemento de unión es imprescindible para controlar y amortiguar el efecto de dilataciones y contracciones .

En turbinas de vapor de contrapresión generalmente no es necesario el compensador de dilatación en el escape.


Página 49

3-. Antecedentes del proyecto.

a) Tárraco Químic instaló en el año 1.991 la primera versión de este tipo de tecnología de cogeneración con las siguientes configuración y prestaciones:

*Turbina KAWASAKI de 2,2 MW

*Caldera de vapor ESTÁNDAR KESSEL, de 40 tn/h a 30 bar 325ºC (5 tn/h en recuperación, hasta 27 tn/h con postcombustión y 40 tn/h con aire fresco ).

*Turbina de vapor KKK 0,7 MW.

*Caldera de vapor con quemadores de fuel de 40 tn/h a 30 bar 325ºC con aire fresco.

b) En el año 1998, la empresa decidió invertir en un nuevo turbogrupo de 5,4 MW y su correspondiente caldera recuperadora con capacidad de 20 Tn/h a 30 bar y 325ºC, pasando su turbina de vapor a generar mayor potencia.

Así pues la planta paso a ser en el año 1998:

*Turbina de gas (TG1) KAWASAKI de 2.2 MW.

*Caldera de vapor ESTÁNDAR KESSEL (GV-5), de 40 tn/h a 30 bar 325ºC. (5 tn/h en recuperación, hasta 27 tn/h con postcombustión y 40 tn/h con aire fresco ).

*Turbina de vapor (TV) KKK 0,7 MW

*Caldera de vapor con quemadores de fuel (GV4) de 40 tn/h a 30 bar 325ºC con aire fresco.

*Turbina de gas (TG2) , EGT TORNADO, de 5,4 MW.

*Caldera de vapor Balcke DÜR (GV-6) , de 20 tn/h a 30 bar 325ºC (11 tn/h en recuperación) .

c)Siguiendo con el crecimiento en el proceso de la factoría y buscando una mayor eficiencia en el año 2.004 se procedió la realización de una modificación sustancial en la planta de cogeneración, sustituyendo la turbina de gas (TG1), KAWASAKI, de muy bajo rendimiento eléctrico, por otra de mayor eficiencia y de mayor tamaño, aprovechando que la misma caldera ahora sería capaz de producir hasta 12 tn/h de vapor en recuperación y hasta 40 Tn/h tanto en postcombustión como con aire fresco. Se modificó el sistema de quemadores de la caldera de vapor Balcke DÜR por un quemador de gas natural, hecho que mejoró la emisión de humos y eficiencia en la caldera. Se adopto un sistema de desoxigenación del agua a calderas, que mediante un sistema de membranas permite eliminar el contendido de oxigeno disuelto, hecho que mejoró considerablemente el actual de tener que suministrar un consumo de vapor al desgasificador térmico para eliminar dicho oxigeno. Así pues la planta paso a ser en el año 2.004:

*Turbina de gas (TG1) TURBOMACH de 5.4 MW.

*Caldera de vapor ESTÁNDAR KESSEL (GV-5), de 40 tn/h a 30 bar 325ºC (12 tn/h en recuperación, hasta 40 tn/h con postcombustión y 40 tn/h con aire fresco)

*Turbina de vapor (TV) KKK 0,7 MW.

*Caldera de vapor (GV4), con quemadores de gas natural, de 40 tn/h a 30 bar 325ºC con aire fresco.

*Turbina de gas (TG2) , EGT TORNADO, de 5,4 MW.

*Caldera de vapor Balcke DÜR (GV-6) , de 20 tn/h a 30 bar 325ºC (11 tn/h en recuperación)


Página 50

Así pues, la planta de cogeneración que actualmente está en funcionamiento en la empresa Tarragona Quimic, está formada por dos turbinas de gas y una de vapor, con una potencia total de 11.800 kWe, con recuperación de gases calientes para generación de vapor para proceso, inscrita en el Registro de Instalaciones de Producción Eléctrica en Régimen Especial Así pues la situación actual de la planta de cogeneración a términos generales es la siguiente: TIPO DE PLANTA Ciclo combinado Combustible: Gas Natural

Potencia eléctrica TG-2 (existente) 5400 kW (a 15ºC) (actualmente solo produce 5.100 kW )

Caldera de vapor (existente) C-6: 20 t/h a 30 bar y 325ºC. Con la turbina actual TG2, se producen 10,97 Tn/h de vapor de 30 bar a 325ºC

Potencia eléctrica TG-1 (existente) 5.400 kWe (a 15ºC)

Caldera de vapor (existente) C-5:

11,79 t/h a 30 barg y 325ºC, sin postcombustión y hasta 40 t/h a 30 bar y 325ºC con la adición de dos quemadores en la caldera de postcombustión

Caldera de vapor C4-emergencia 40 tn/h a 30 bar y 325 ºC con quemador . Potencia eléctrica turbina vapor TV (existente) 1000 kW Potencia eléctrica instalada en la planta de cogeneración actual es

Potencia eléctrica TG-1 5400 kW Potencia eléctrica TG-2 5400 kW Potencia eléctrica TV 1000 kW Potencia total cogeneración 11.800 kW


Página 51

d) Siguiendo con la línea de mantener y mejorar su posición en el sector, de acuerdo a los consumos térmicos y eléctricos que actualmente tiene la factoría tras la ampliación en sus procesos productivos realizados en 2013, y de forma de continuar con los mismos criterios de eficiencia energética, se plantea la siguiente modificación sustancial La modificación de la central de cogeneración, consiste en la sustitución de la turbina de gas TG-2, y la turbina de vapor TV, por unas más nuevas y eficientes, y de las siguientes características generales: TIPO DE PLANTA Ciclo combinado Combustible: Gas Natural Potencia eléctrica TG-2 (proyectada) 7.730 kWe (a 15ºC) Caldera de vapor (existente) C-6: 20t/h a 30 barg y 325ºC Potencia eléctrica TG-1 (existente) 5.400 kWe (a 15ºC) Caldera de vapor (existente) C-5: 11,79 t/h a 30 barg y 325ºC, sin

postcombustión y 40 t/h a 30 bar y 325ºC con la adición de dos quemadores en la caldera de postcombustión

Caldera de vapor C-emergencia 40 tn/h a 30 bar y 325 ºC con quemadores Potencia eléctrica turbina vapor TV (proyectada)

1.490 kW

Potencia de diseño eléctrica proyectada con la modificación será: Potencia eléctrica TG-1 5.400 kWe Potencia eléctrica TG-2 (corregida) 7.650 kWe Potencia eléctrica TV 1.360 kWe Potencia total cogeneración 14.410 kWe Esta modificación afectará tanto a los grupos turbogeneradores como a elementos complementarios, como pueden ser conductos, tuberías, cableados de alta y baja tensión, obra civil, etc. En los apartados siguientes se definirá por cada uno de los sistemas lo que se aprovecha y lo que se modifica o sustituye.

Página 52

4-.Normas y referencias

4.1-. Disposiciones legales y normas aplicadas.

Referidas a la condición de autogenerador.

En la actualidad la planta de cogeneración está conectada como “todo-todo”, exportando a la red toda la energía generada, a excepción de los consumos auxiliares de la planta. Estatuto de autogenerador y del sector eléctrico.

• Fomento de la cogeneración por las Administraciones Públicas. REAL DECRETO 661/2007 de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. El RD 661/2007 ha introducido un factor de rentabilidad y estabilidad en las inversiones a acometer en proyectos de cogeneración, lo que facilita sin duda el desarrollo de los mismos: “El fomento de la cogeneración de alta eficiencia sobre la base de la demanda de calorútil es una prioridad para la Unión Europea y sus Estados miembros, habida cuenta delos beneficios potenciales de la cogeneración en lo que se refiere al ahorro de energíaprimaria, a la eliminación de pérdidas en la red y a la reducción de las emisiones, enparticular de gases de efecto invernadero,… …, incrementar la eficiencia energética y mejorar la seguridad de abastecimientomediante la creación de un marco para el fomento y desarrollo de la cogeneración. En base a estas consideraciones el RD, básicamente, aporta los siguientes aspectos:

• Clasifica a las centrales de cogeneración dentro del grupo a.1, siempre que supongan un alto rendimiento energético, de acuerdo al cumplimiento de un valor mínimo del Rendimiento Eléctrico Equivalente. Dicho valor mínimo es función de la tecnología de cogeneración empleada

• Prioritariamente establece el derecho de los productores en régimen especial a verter la energía eléctrica generada a la red, y percibir por ello unoscomplementos retributivos reglamentariamente establecidos.

• La cuantía de los complementos retributivos para las centrales de cogeneración queda definida en el RD por toda la vida útil del proyecto, variando ésta en función de la energía primaria empleada, su potencia, la modalidad de venta de electricidad elegida, y los años transcurridos desde su puesta en servicio.

• Los complementos retributivos para las centrales de cogeneración están ligadosa los costes de explotación de éstas, esto es, al precio de los combustibles y al IPC.

• Plan de Acción Ahorro y Eficiencia Energética 2008 - 2012 Aprobado en Consejo de Ministros del 20 de julio de 2007 .Se programan ayudas como medida para potenciar la cogeneración para la realización de:

• Estudios de viabilidad de nuevas cogeneraciones. • Cogeneraciones no industriales. • Cogeneraciones < 150 kWe

• Auditorías energéticas en cogeneraciones existentes. • Remotorizaciones de cogeneraciones existentes.


Página 53

• Directiva Europea 2004/08/CE de fomento de la cogeneración Establece las bases para el fomento de la cogeneración entre los estados miembros, ydefine la cogeneración de Alta Eficiencia • Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración Transposición de la DE de Fomento de la Cogeneración a la legislación española. Prevé el análisis y evaluación del potencial nacional de cogeneración de alta eficiencia, de las barreras que dificultan su desarrollo y de las medidas necesarias para facilitar el acceso a la red de unidades de cogeneración, al tiempo que se definen los métodos dedeterminación del ahorro energético para las unidades de cogeneración de altaeficiencia. • Orden ITC/1522/2007, de 24 de mayo, por la que se establece la regulación de la garantía

de origen de la electricidad procedente de fuentes de energía renovable y de cogeneración:

Trata la implantación de un sistema de garantía de origen de la electricidad que permitaa los productores de electricidad que utilicen fuentes de energía renovables o cogeneración de alta eficiencia demostrar que la energía que venden ha sido generadade acuerdo a tales principios. • Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero.

Por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de pre-asignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración,

. • Ley 17/2013, de 29 de octubre. Para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

• Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, Por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico.

Referidas a la normativa de gas natural

Se aplicará la siguiente normativa: • Norma UNE-60.620 (Parte 1 a la 5).

• Normas específicas de GAS NATURAL.


Página 54

Referidas a la normativa de alta tensión

Se aplicará la siguiente normativa: •Reglamentos Electrotécnicos de Alta Tensión e Instrucciones Técnicas Complementarias (MIE RAT), en particular:

•Real Decreto 3275/1982 de 12/11, sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.

•Orden de 6/7/1987, por la que se aprueban las instrucciones técnicas complementarias (MIE-RAT) del Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.

•Actualización reglamento de alta tensión según orden ministerial de 10 de marzo de 2000.

•Orden de 5/9/1985 sobre normas administrativas y técnicas para funcionamiento y conexión a las redes eléctricas de centrales hidroeléctricas de hasta 5000 kVA y centrales de autogeneración eléctrica.

•Requisitos exigidos por la Cía. suministradora.

Referidas a la normativa de baja tensión

Se aplicará la siguiente normativa: •Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión e Instrucciones Técnicas Complementarias, según Real Decreto de 842/2002, de 2 de agosto.

•Normativa ATEX.

Referidas a la normativa de contraincendios •Real Decreto 2267/2004.

•Código CTE que le sea de aplicación.

Referidas a la normativa de contaminación atmosférica •Real Decreto 833/75 de 6-2-75.

•Decreto 319/1998 de 15-9-98,

4.2-. Documentación Web consultada.

http://www.plantasdecogeneracion.com/index.php/turbinas-de-vapor http:/www.idae.es/ http://www.minetur.gob.es/ENERGIA/electricidad/RegimenEspecial/Paginas/Index.aspx http:/www.turbomach.es/ http:/www.leroysomer.es/


Página 55

4.3-. Otras documentaciones y guías consultadas.

-.” Guía Técnica para la medida y determinación del calor útil, de la electricidad y del ahorro de energía primaria de cogeneración de alta eficiencia” Instituto para la diversificación y Ahorro de Energía-IDAE Abril 2008.

-. “Guía Técnica para la medida y determinación del calor útil, de la electricidad y del ahorro de energía primaria de cogeneración de alta eficiencia. Casos Prácticos” Instituto para la diversificación y Ahorro de Energía-IDAE Junio 2008.

-. “Cogeneración: diseño, operación y mantenimiento de plantas” García Garrido, Santiago y Fraile Chico, Diego. Editorial Díaz Santos 2008.

-.Orden ITC/3519/2009, de 28 de Diciembre, donde se revisan los peajes de acceso a partir del 1 de Enero de 2010 y las tarifas y las primas de las instalaciones de régimen especial.

-. Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) 2010-2020. La Directiva 2009/28/CE del Parlamento europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, establece que cada Estado miembro elaborará un Plan de Acción Nacional en materia de Energías Renovables (PANER) para conseguir los objetivos nacionales fijados en la propia Directiva.

-. “Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España 2004-2012. Plan de Acción 2004-2012”. Instituto para la diversificación y Ahorro de Energía-IDAE Julio 2007.

-. “Integración de la cogeneración en la operación del sistema. Caracterización del sector” Red Eléctrica de España. Julio 2008.

-. “Cogeneration and District Energy”. International Energy Agency.

-.“El ahorro energético. Estudios de viabilidad económica” Ager Hortal, M. et al. Ed. Díaz de Santos, Madrid, 2005.

-. “Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Boletín IDAE: Eficiencia Energética y Energías Renovables nº 8. Madrid, 2007.


Página 56

5-. Potencia administrativa del proyecto

Según el RD661 artículo 3.1 se calcula la turbina TG-2 con las condiciones definidas en este apartado: 7.733 kWe, aplicando el factor de ensuciamiento la potencia será de 7.730 kW, (100% carga, 15 ºC, 20 m sobre nivel del mar, 150/250 mm ca admisión/escape, 1 % de minoración por ensuciamiento y degradación). Se aplica solamente un factor de 1% por ensuciamiento, perdida de carga y degradación debido a que se hace una limpieza de la turbina y una sustitución de los filtros con mucha frecuencia, además se considera una degradación muy baja ya que se hace un overhall cada 30.000 h. Si se considera esta potencia de la TG-2 la potencia total de la planta proyectada seria: Potencia eléctrica TG-1 5400 kW Potencia eléctrica TG-2 (Corregida) 7730 kW Potencia eléctrica TV 1360 kW Potencia total cogeneración 14.490 kW


Página 57

6-. Justificación de la modificación sustancial.

-. Tal y como se indica en el RD 661/2007 Capitulo II sección 1ª artículo 4 apartado tercero “Se entiende por modificación sustancial de una instalación preexistente las sustituciones de los equipos principales como las calderas, motores, turbinas hidráulicas, de vapor, eólicas o de gas, alternadores y transformadores, cuando se acredite que la inversión de la modificación parcial o global que se realiza supera el 50 por ciento de la inversión total de la planta, valorada con criterio de reposición.

-. La modificación sustancial no dará origen a una nueva fecha de puesta en marcha a los efectos de capítulo IV” ante la derrogativa actual establecida Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero.

-. Como ya se ha dicho, la empresa Tárraco Químic, S.L ha decidido eliminar la turbina de gas más antigua e instalar una de nueva de capacidad superior ante el aumento de demanda térmica y eléctrica de la factoría, además de sustituir también la turbina de vapor por una de más eficiente.

-. Como podremos ver a continuación, detallada en los apartados 6.1 y 6.2 de la memoria, esta modificación de la instalación supone una inversión que supera el 50 por ciento de la instalación por lo que se considera una modificación sustancial.. Como criterio a la hora de calcular el valor neto de reposición se ha tenido varias consideraciones para los diversos equipos e instalaciones, los cuales describimos a continuación.

1) La turbina de gas TG-1 y TG-2 se ha valorado mediante valoración facilitada por el fabricante

2) La calderas de recuperación de calor ; GV-5 ; GV-6 y la ERM se ha valorado partiendo de su precio de compra incrementado con el IPC de cada año.

3) El valor de la turbina de gas TG-2 y la de turbina de vapor proyectadas, se ha utilizado presupuestos de las máquinas que se quiere comprar.

4) Para calcular el resto de instalaciones o equipos se ha utilizado bases de precios de sistemas similares.

5) La valoración de la actual instalación asciende a un valor de 7.805.796 €.

6) El valor de la inversión de este proyecto es de 4.467.680 €, según el desglose que figura en el apartado 6.2 de esta memoria.

Así pues, el presupuesto de la nueva inversión es superior al 50% de la inversión inicial o montante actual

% = ó ∗ 100


Página 58

6.1-. Valoración actual de la instalación.

VALORACIÓN INSTALACION ACTUAL item Sistema o equipo Cantidad Precio [€] Total [€]

1 Turbina de gas nº 1 Turbina de gas T-60 de 5,4 MW 1 1.491.000 1.491.000 Instalaciones auxiliares 1 10.650 10.650 2 Turbina de gas nº 2 Turbina de gas TORNADO de 5,4 MW 1 1.491.000 1.491.000 Instalaciones auxiliares 1 10.650 10.650 3 Caldera de vapor GV4 Caldera aquotubular BALKE DURR de 40 t/h 1 1.015.280 1.015.280 Quemador 1 37.275 37.275 Instalaciones auxiliares 1 31.950 31.950 4 Caldera de recuperación GV5 Caldera aquotubular BALKE DURR de 40 t/h 1 1.015.280 1.015.280 Quemadores auxiliares 2 42.600 85.200 Instalaciones auxiliares 1 31.950 31.950 5 Caldera de recuperación GV6 Caldera aquotubular BALKE DURR de 13 t/h 1 908.978 908.978 Instalaciones auxiliares 1 6 Turbina de vapor de 1.000 kW de potencia 1 568.710 568.710 7 Sistema de agua vapor Tanque agua alimentación 1 37.275 37.275 Tuberías de agua alimentacion 1 9.266 9.266 Tuberías de vapor 1 13.206 13.206 8 Sistema de alta tensión Transformador de 10 MVA 6/25 kV 1 127.800 127.800 Transformador de 10 MVA 6/25 kV 1 187500 187.500 Transformador de 1,6 MVA 6,3/0,4 kV 1 17.040 17.040 Cabinas de turbinas y trafos. 6 23.430 140.580 Sistema de medida 1 10.650 10.650 Protecciones 1 12.780 12.780 Cableado potencia 1 15.975 15.975 Cableado control 1 8.520 8.520 Instalaciones auxiliares 1 5.325 5.325 9 Sistema de baja tensión Cuadro distribución general 1 15.975 15.975 Alumbrado 1 4.260 4.260 Cableado de potencia 1 5.325 5.325 Cableado control 1 4.260 4.260 instalaciones auxiliares 1 5.325 5.325

10 Sistema de gas natural ERM para 7.000 Nm3/h ) 1 37.275 37.275 Tuberías 12.780 12.780

11 Obra civil Bancadas de la turbina TG-1 1 15.975 15.975 Bancadas de la turbina TG-2 1 13.632 13.632 Bancadas de la turbina TV 1 12.780 12.780


Página 59

VALORACION INSTALACION ACTUAL (continuación)

item Sistema o equipo cantidad Precio [€] Total [€] Bancadas caldera vapor C-5 1 24.495 24.495 Bancadas caldera vapor C-6 1 21.300 21.300 Bancadas equipos varios 1 21.300 21.300 Canaletas eléctricas 1 21.300 21.300 Edificio eléctrico 1 19.170 19.170

12 Sistemas auxiliares Aire comprimido 1 15.443 15.443 Ventilación y clima 1 10.437 10.437 Sistema control 1 15.975 15.975

13 Ingeniería 1 244.950 244.950

Total precio valoración instalación actual: 7.805.796 €

Tabla 6.1.a: Tabla de la valoración de la actual instalación de cogeneración

6.2-. Valoración de la inversión proyectada.

VALORACION INSTALACION PROYECTADA item Sistema o equipo cantidad Precio [€] Total [€]

2 Turbina de gas nº 2 Turbina de gas T-70 de 7,6 MW 1 3.444.000 3.444.000 Instalaciones auxiliares 11.200 11.200

6 Turbina de vapor de 1.300 kW de potencia 1 756.000 756.000 7 Sistema de agua- vapor

Modificar tuberias de alta presión 1 13.888 13.888 Modificar tuberias de baja presión 1 9.744 9.744

8 Sistema de alta tensión Modificar cableado de potencia 1 17.584 17.584 Modificar cableado de control 1 5.040 5.040

9 Sistema de baja tensión Modificar cableado de potencia 1 11.200 11.200 Modificar cableado de control 1 5.040 5.040 10 Sistema de gas natural

Modificar tubería de TG-2 1 10.976 10.976 11 Obra civil

Bancadas de la turbina TG-2 1 17.696 17.696 Bancadas de la turbina TV 1 13.440 13.440 Bancadas auxiliares 1 6.272 6.272 13 Ingeniería 145.600 145.600

Total precio valoración inversión proyectada: 4.467.680 € Tabla 6.2.a: Tabla de la valoración equipos sujetos a modificación/sustitución


Página 60

7-. Proceso productivo de Tárraco Químic.

El vapor producido en la planta de cogeneración es consumido por los procesos productivos del parque químico de la empresa Tarraco Químic. El vapor producido en la central térmica, se produce gracias al aporte de los gases de combustión procedentes de las 2 turbinas y el resto se produce con los quemadores de postcombustión de que dispone una de las calderas de recuperación. El vapor generado en cada una de las calderas a una misma presión 30 bar y sobrecalentado a la temperatura de 325ºC, es conducido a un colector de vapor, donde una parte de este vapor de alta presión (AP) es conducido a las diferentes plantas que componen el parque químico de la empresa Tárraco Químic como vapor de A.P y otra parte es reducido a un nivel inferior de presión (BP), vapor de 5 bar reducido mediante una turbina de vapor. También se dispone de unas válvulas reductoras de 30 a 5 bar, las cuales entrarían en servicio solo para apoyo, en el caso de que la turbina de vapor no tuviera la capacidad suficiente o en el caso de que dicha turbina no estuviera en disposición de funcionamiento • Así pues la demanda de vapor en la empresa Tárraco Químic, se distribuirá en dos niveles de

presión Vapor recalentado a la presión de 5 bar Vapor recalentado a la presión de 30 bar

• Este vapor se distribuye desde sendos colectores de baja presión (5 bar) y alta presión (30

bar) a la salida de la central de cogeneración hasta los diferentes puntos de consumo.

• A la salida de ambos colectores de vapor mencionados, se dispone de un equipo atemperador, regulado por una válvula automática de aportación de agua desmineralizada, para bajar la temperatura del vapor a un valor de 20ºC por encima de su temperatura de saturación.

• Los procesos productivos básicos del parque químico son:

1-. Producción de isocianatos, (difenilmeta, disocianato). Los productos finales son Desmodur (isocianato) y ácido clorhídrico al 30%. 2-. Producción de ABS y granulado plástico. Se parte de materias primas como estireno, acrilonitrilo, butadieno y ABS. 3-. Producción de Poliuretano. Es un proceso discontinuo que utiliza diferentes materias primas y una producción de hasta 120 productos diferenciados.

7.1. Demandas energéticas asociadas al proceso productivo.

Las demandas energéticas son propias del proceso de producción de los productos químicos ya definidos y se corresponden básicamente a vapor por un lado y eléctricas por el otro. Las demandas térmicas se atienden desde la central de cogeneración y las eléctricas desde el sistema eléctrico general de la fábrica. A continuación se definen las características de ambas demandas en los anexos siguientes.


Página 61

8-. Descripción funcional de la instalación.

8.1-. Sistema de turbogeneradores a gas.

Las turbinas de gas, está compuesta de tres secciones principales: un compresor, un quemador y una turbina de poténcia. A su vez la turbina de gas albergará también un reductor para la adaptación de la velocidad de funcionamiento de la turbina (velocidades muy elevadas) a la velocidad requerida por el generador (1500 rpm)

Las turbinas de gas operan en base en el principio del ciclo Brayton, en donde aire comprimido es mezclado con combustible y quemado bajo condiciones de presión constante. El gas caliente producido por la combustión se le permite expandirse a través de la turbina y hacerla girar para llevar a cabo trabajo. • El gas natural pasa a través de una estación de regulación donde se filtra y se adecúa su

presión al nivel de consumo requerido por la turbina de gas. A continuación, la corriente de gas pasa a su estación de medida, donde se realizan las

medidas de consumo para su posterior facturación.

• En la turbina de gas, el aire ambiente es filtrado y aspirado hasta el compresor del equipo, eliminando de este modo, los elementos de impureza y agente externos no deseados, adecuando ese aire para la entrada en la aspiración de dicho compresor, evitando anomalías en los álabes de éste.

• El aire de entrada una vez comprimido, es enviado a la cámara de combustión. En dicha cámara se realiza la combustión con un exceso de aire muy elevado, del orden de 250 y 300 %, utilizando como combustible el gas natural procedente de la estación de regulación y medida (ERM) mencionada.

• Los gases procedentes de la combustión son expandidos en los cuerpos de la turbina. La energía mecánica generada es utilizada en su mayor parte para accionar el compresor, y la restante para la generación de energía eléctrica por medio de un reductor acoplado al eje de la turbina que transfiere esa energía mecánica a un alternador de 6,3 kV

• Dado que los gases de escape procedentes de la turbina tienen una elevada temperatura y un alto contenido en oxígeno, son conducidos y aprovechados en un recuperador de calor conectado mediante un conducto. Este recuperador es una caldera de vapor de tipo aquotubular (debido a la elevada potencia de los gases de escape),

*Los gases de la combustión a la salida de la turbina tienen una elevada temperatura de alrededor de 500ºC y un caudal de 21 kg/s para la Turbina de gas 1 (TG1) y 26,5 kg/s para la nueva turbina de gas 2 (TG2) con lo cual esa energía contenida en dichos gases es recuperada en gran parte en las calderas de recuperación C-5 y C-6 respectivamente para generar vapor de alta presión (AP) recalentado a 30 bar y 325ºC.

• Tanto en el sistema actual como en le proyectado el sistema de cogeneración de la factoría

dispone de dos turbo-grupos o cogeneraciones.

• La modificación del actual turbo-grupo TG2, por el proyectado, no implica modificación alguna en lo que se refiere a la recuperación del calor de dicho grupo, debido a que la caldera asociada a dicha cogeneración TG2, (caldera nº6), es de una capacidad térmica que asume la energía adicional que será aportada con esta nueva turbina.


Página 62

8.1.1-. Sub-sistema Cogeneración nº1.

Esta cogeneración no sufre modificación alguna con la nueva implantación.

8.1.1.1-. Funcionamiento cogeneración nº1.

Esta cogeneración designada como “cogeneración 1” está formada por la turbina de gas TG1 actual y por una caldera de gas llamada “nº5” la cual dispone de todos los elementos de seguridad requeridos según el “reglamento de aparatos a presión” los cuales son revisados y probados periódicamente por el ministerio de industria, asegurando así el buen funcionamiento y seguridad en este tipo de instalaciones.

La caldera nº5 dispone de dos quemadores de regulación modulante deslizante como apoyo de postcombustión y de una turbina de gas designada como TG1.

La caldera nº5, sólo con los gases de la turbina TG1 actual, es capaz de generar aprox. 10,5 tn/h de vapor recalentado de 30 bar, y si nos apoyamos con los dos quemadores que tiene la propia caldera, ésta es capaz de generar hasta 40 tn/h de vapor , capacidad establecida por parámetros del fabricante.

* La “cogeneración 1” , puede funcionar de dos maneras:

a)-. en “SOLO”, es decir, como si se tratara de una caldera independiente, en la cual se realiza la combustión de gas natural con un aporte regulado de aire forzado mediante un ventilador.

El caudal de aire aportado a la combustión es el necesario para mantener un exceso de oxigeno del estequiométricamente necesario, para asegurar que se queme todo el carbono. Un leve exceso de aire es necesario para asegurar una combustión completa, y por lo consiguiente un máximo rendimiento; pero por otra parte, al sobrepasar ese límite comienza a ser perjudicial.

Otro hecho que hace que tengamos que emplear más aire del estequiometricamente necesario, es el hecho de que en el aire, el oxígeno esta diluido con nitrógeno, y éste bloquea mucho las moléculas del comburente evitando que reaccionen.

En términos generales podemos decir que el exceso de aire necesario oscila entre un 10% y un 30%

b)-. En “COMBI”, a la caldera se le aporta energía de dos focos diferentes; por un lado la energía aportada por los gases de salida de una turbina de gas; y por otro lado si es necesario mediante la combustión en sus propios quemadores de gas natural de la caldera.

En este último caso no es necesario el aporte de aire para la combustión en la caldera, tal y como habíamos descrito anteriormente, ya que como veremos más adelante los gases de salida de la turbina de gas, tienen un exceso muy grande de oxígeno.

Cuando trabajamos en “COMBI” veremos que trabajando solo con los gases de turbina, el indicador de oxigeno marcará un valor alto ( ya que para la combustión en la turbina se emplea aproximadamente un 250% de exceso de oxigeno) y a medida que vayamos quemando más gas en los quemadores auxiliares de la propia caldera para generar más vapor, el índice de oxigeno irá disminuyendo

El funcionamiento de la cogeneración nº1 en régimen normal será en modo “COMBI”, con lo que funcionará asociada al funcionamiento conjunto de la turbina de gas TG1, la cual funcionará al 100% de su capacidad.


Página 63

8.1.1.2-. Datos técnicos de los elementos cogeneración 1.

* El sub-sistema de cogeneración 1, formado por la turbina de gas TG1 y la caldera nº5, no se modifica y se mantiene el actual.

8.1.1.2.1-. Características y prestaciones turbogrupo TG1.

Fabricante: Turbomach Modelo: TBM-T60 Funcionamiento: continuo

Gráficas 8.1.1.2.1: Características y prestaciones TG1


Página 64

8.1.1.2.2-. Características caldera nº5.

* El sistema de caldera nº5 no se modifica y se mantiene el actual. El generador de vapor y sus equipos auxiliares están ubicados en la sala de calderas exterior y el control y actuación sobre los parámetros está situado en la sala de control de la planta de energías en el edificio interior anexo a la sala de calderas, y será supervisado por operadores. Partes constitutivas caldera nº5: Economizador.

La caldera dispone de un economizador con el fin de haciendo uso de la entalpía en los fluidos , precalentar el agua de entra a la caldera hasta una temperatura próxima a la de rocío y a su vez enfriar los gases de postcombustión antes de salir por la chimena, recuperando así parte de la energía que tienen esos gases, que de otra forma se perdería, mejorando así el rendimiento del ciclo de vapor.

Caldera de recuperación.

La caldera es del tipo aquotubular, con lo que los gases de postcombustión de la turbina TG1 y los de apoyo mediante quemadores auxiliares de la propia caldera, pasarán por el hogar , mientras que el agua en la caldera proveniente del economizador circulará por el interior de los tubos, absorviendo la mayor parte de energía de esos gases, creando una corriente de convección desde el domo inferior hasta el domo superior o tambor donde el agua pasará de líquido a vapor.

Este vapor saturado pasará posteriormente por el sobrecalentador.

Sobrecalentador.

El sobrecalentador situado en la entrada de gases provenientes de la turbina y quemadores de postcombustión y tiene como función elevar la temperatura del vapor a valores de sobrecalentamiento, necesarios para la turbina de vapor.

.

Quemadores de postcombustión.

La caldera dispone de dos quemadores de postcombustión con capacidad para dos funciones:

*Aportar gas natural complementario a los gases de combustión procedentes de la turbina de gas TG1, los cuales se utilizan como comburente, al tener una gran cantidad de oxigeno, para conseguir la generación de vapor requerida hasta llegar a generar la producción de vapor máxima de la caldera

*Aportar gas natural al aire fresco, procedente del ventilador de aire anexo a la caldera, en el caso de que la caldera funcione en modo “solo” , al no disponer de la turbina de gas.


Página 65

Ventilador aire fresco caldera nº5.

Este ventilador anexo a la caldera nº5, aspirará aire fresco del ambiente y mediante una conducto lo impulsará al interior de la caldera para dos funciones o condiciones.

-. Aportación de aire fresco para la combustión del gas natural en modo de funcionamiento de la caldera en “SOLO”.

-. Generar un barrido de aire a la caldera antes de que ésta empiece a funcionar, tanto en modo “SOLO” , como en modo “COMBI”

Clapeta gases Bypass a caldera 5.

En la salida de gases de turbina está situada la válvula by-pass, de forma que actuará en dos posiciones, o bien dando paso a los gases de postcombustión de la turbina hacia la caldera de recuperación C5 (modo combi), o bien desviando dichos gases hacia una chimenea auxiliar hacia la atmosfera.

Esta clapeta funcionando en “modo combi”, será un elemento de seguridad, para la caldera, en el caso de que ésta se active alguna de sus seguridades

Chimenea auxiliar o de emergencia.

Por ella circularán los gases de salida de la turbina, estando la turbina en funcionamiento y trabajando ésta y selccionado el sistema en modo “SOLO” independiente de la caldera recuperadora.

Chimenea principal caldera

Por ella circularán hacia el exterior los gases de postcombustión ya exentos prácticamente de potencial térmico a una temperatura de aprox 120ºC, temperatura requerida para evitar condensaciones que podrían afectar al material propio de la chimenea.

Elementos generales

Forman parte también del sistema, equipos complementarios e instalaciones para cerrar los circuitos de gases, agua y vapor; en términos generales

*Silenciador de expansión vapor caldera

*Tuberías de interconexión entre diferentes equipos

*Bomba de agua alimentación.

*Válvulas de control, maniobra y seguridad

*Instrumentación local para medida y seguridad

*Aislamiento térmico.


Página 66

Características y prestaciones caldera nº5.

Generador de vapor C-5 Unidad Cantidad Caudal de vapor en recuperación Kg/h 11.000 Caudal de vapor con postcombustión Kg/h 40.000 Caudal de vapor con aire fresco Kg/h 40.000 Caudal de gases con turbina Kg/h 20,5 Temp. Gases turbina entrada caldera ºC 495 Temperatura humos chimenea ºC 120 Temperatura salida vapor ºC 325 Presión de vapor Bar 30

Quemador de postcombustión C-5

Quemador u 2 Combustible Gas natural Presión Bar 3

Post-Combustión turbina

Caudal de gases con turbina Kg/h 20,5 Temp. Gases turbina entrada caldera ºC 495 Potencia térmica kW 11.150

Aire Fresco

Potencia térmica con 2 quemadores kW 31.000 Caudal de aire (temp.ambiente) m3/h 39.200


Página 67

8.1.2-. Sub sistema Cogeneración nº2.

8.1.2.1-. Funcionamiento cogeneración nº2.

La cogeneración nº2 , está formada por una caldera recuperadora de calor (caldera nº6) sin quemadores auxiliares y la turbina de gas TG2. La caldera mencionada es simplemente recuperada de calor, ya que no tiene ninguna otra fuente de generación de energía (no dispone de quemadores adicionales), además de la entrada de los gases calientes de la turbina (TG2). Esta caldera nº6, con los gases de la turbina TG2 es capaz de generar hasta 20 Tn/h de vapor de 30bar, sobrecalentado a 340 ºC, según especificaciones del fabricante.

8.1.2.2-. Datos técnicos de los elementos cogeneración 2.

* El sub-sistema de cogeneración 2, formado por la turbina de gas TG2 y la caldera nº6, será modificado, al ser sustituida la actual turbina de gas TG2 por una nueva de características superiores y más eficiente.

8.1.2.2.1-. Características y prestaciones del nuevo turbo-grupo TG2.

Las características y prestaciones de éste nuevo turbo-grupo a instalar así como sus partes constructivas, serán expuestas en el apartado 9 de la presente memoria técnica.

8.1.2.2.2-. Características y prestaciones caldera nº6.

* La caldera recuperadora nº6 no se modifica y se mantiene el actual.

El generador de vapor y sus equipos auxiliares están ubicados en la sala de calderas exterior y el control y actuación sobre los parámetros está situado en la sala de control de la planta de energías en el edificio interior anexo a la sala de calderas, y será supervisado por operadores.

Partes constitutivas caldera nº6. Economizador

La caldera dispone de un economizador con el fin de haciendo uso de la entalpía en los fluidos , precalentar el agua de entra a la caldera hasta una temperatura próxima a la de rocío y a su vez enfriar los gases de postcombustión antes de salir por la chimena, recuperando así parte de la energía que tienen esos gases, que de otra forma se perdería, mejorando así el rendimiento del ciclo de vapor.

Caldera de recuperación.

La caldera es del tipo aquotubular, con lo que los gases de postcombustión de la turbina TG2, pasarán por el hogar , mientras que el agua en la caldera proveniente del economizador circulará por el interior de los tubos, absorviendo la mayor parte de energía de esos gases, creando una corriente de convección desde el domo inferior hasta el domo superior o tambor donde el agua pasará de líquido a vapor.

Este vapor saturado pasará posteriormente por el sobre-calentador.


Página 68

Sobrecalentador.

El sobrecalentador situado en la entrada de gases provenientes de la turbina TG2 tiene como función elevar la temperatura del vapor a valores de sobrecalentamiento, necesarios para la turbina de vapor.

.Clapeta gases- Bypass a caldera 6.

En la salida de gases de turbina está situada la válvula by-pass, de forma que actuará como compuerta de regulación del aporte calorífico a la caldera 6 ,desviando dichos gases hacia una chimenea auxiliar hacia la atmosfera en caso contrario.

• Así pues mediante esta clapeta bypass el sistema de cogeneración 2, podrá regular la carga de producción de vapor de la caldera nº6, regulando la cantidad de gases de postcombustión de la turbina de gas TG2 que deje pasar hacia la caldera.

La regulación de esta función, no resulta viable de forma usual, ya que de esta forma se liberan gran cantidad de gases calientes (energía calorífica) a la atmosfera sin ser recuperados.

• Esta clapeta funcionará usualmente abierta completamente hacia la caldera nº6, recuperando la energía calorífica de los gases de postcombustión generados en la turbina Tg2, y cerrará completamente el aporte de gases a dicha caldera, abriendo consecuentemente hacia la chimenea auxiliar, en el caso de que se active alguna de las seguridades críticas de la caldera.

Chimenea auxiliar o de emergencia

Por ella circularán los gases de postcombustión generados en la turbina de gas Tg2 a una temperatura próxima a 515ºC si la clapeta by-pass comentada en el párrafo anterior deja pasar los gases en ese sentido.

En su funcionamiento normal los gases solo circularán en periodos de arranque del turbo-grupo y en situaciones de emergencia.

Chimenea principal caldera 6

Por ella circularán hacia el exterior los gases de postcombustión ya exentos prácticamente de potencial térmico a una temperatura de aprox 120ºC, temperatura requerida para evitar condensaciones que podrían afectar al material propio de la chimenea.

Elementos generales

Forman parte también del sistema, equipos complementarios e instalaciones para cerrar los circuitos de gases, agua y vapor; en términos generales

*Silenciador de expansión vapor caldera

*Tuberías de interconexión entre diferentes equipos

*Bomba de agua alimentación.

*Válvulas de control, maniobra y seguridad

*Instrumentación local para medida y seguridad

*Aislamiento térmico.


Página 69

Características y prestaciones caldera nº6

Generador de vapor C-6 Unidad Cantidad

Caudal de vapor en recuperación Kg/h 20.000 Caudal de gases con turbina Kg/s 27 Temp. Gases turbina entrada caldera ºC 515 Temperatura humos chimenea ºC 120 Temperatura salida vapor ºC 325 Presión de vapor Bar 30


Página 70

8.2-. Sistema turbina de vapor.

La turbina de vapor a contrapresión se utiliza para generar electricidad a partir del aprovechamiento de la reducción de la entalpía del vapor de alta presión a la presión de utilización. La reducción de la entalpía del vapor se recupera en forma de energía mecánica mediante su expansión en una turbina de axial acoplada a un eje, el cual a su vez está acoplado mediante un reductor al eje del alternador donde se genera energía eléctrica a 6,3 kV. Así pues, la adición o conjunto del sistema de cogeneración con el sistema de turbina de vapor, constituyen el ciclo combinado para la factoría de Tarragona Químic.

8.2.1-. Turbina de vapor.

Esta turbina será sustituida por una nueva, con características de funcionamiento similares, con lo que se mejorará su eficiencia respecto a la actual, la cual con mas de 20 años de antigüedad presenta una eficiencia baja debido a la gran fuga de vapor que se origina en sus laberintos internos.

8.2.1.1-. Funcionamiento turbina de vapor

La turbina de vapor actuará como elemento de expansión del vapor de alta presión, regulando su entrada de vapor en función de la presión de salida consignada a 5 bar, para abastecer de vapor de baja a los consumidores de este nivel de presión de vapor. Así pues la turbina de vapor trabajará en lo se llama en régimen de contrapresión. La forma de funcionamiento comentada, hace que la potencia generada vendrá dada por el consumo de vapor de baja presión, que exista en cada momento en el parque químico de Tarragona Químic. Así pues la turbina de vapor se conectará mediante una tubería al colector de alta presión sobrecalentado , de 30 bar a 325ºC, y su salida irá conectada a un colector de vapor de 5 bar, sobre el cual un transmisor de presión dará la orden de ir abriendo o cerrando las toberas de entrada de vapor de A.P a la turbina, para mantener la presión del colector de B.P a la presión de 5 bar.

8.2.1.2- Características y prestaciones nueva turbina de vapor.

Las características y prestaciones de ésta nueva turbina de vapor a instalar así como sus partes constructivas, serán expuestas en el apartado 10 de la presente memoria técnica.


Página 71

8.3-. Sistema de combustible.

Para abastecer de gas natural a los aparatos receptores de la planta se parte de una alimentación o acometida de la red externa de Gas natural, a la presión de 45 bar. • De esta red principal de entrada se alimenta una ERM con doble línea de regulación, una

principal y la otra de reserva o de emergencia. • La presión de salida de esta ERM principal es de 22 bar y desde esta entrada a la factoría se

alimenta de gas natural mediante tubería las dos ERM secundarias ubicadas en el área de energías:

1) ERM de abastecimiento a las dos turbinas de gas • El equipo de medida de gas natural de las 2 turbinas que se alimentan posterior a ésta ERM a la presión de 21 bar. -. Adicionalmente posterior a este contador de medida general de alimentación de las turbinas, cada una de ellas de forma independiente dispondrá de un caudalímetro asociado mediante programación a un contador para la medida independiente del gas consumido en cada una de las dos turbinas, además de contraste parcial con el contador general del conjunto

2) ERM para gas a quemadores auxiliares de la caldera nº4 y nº5.

• El equipo de medida de gas natural para la postcombustión en los quemadores auxiliares de la caldera nº 4 y nº5 se alimentará posteriormente a ésta ERM a la presión de 3 bar. -. Adicionalmente posterior a este contador de medida general de gas a quemadores auxiliares, para cada una de las calderas de forma independiente dispondrá de un caudalímetro asociado mediante programación a un contador para la medida independiente del gas consumido en cada una de las dos calderas por combustión auxiliar.

8.3.1-. Instalación de gas que se mantiene.

De la instalación actual de gas natural se mantendrán

• ERM de alta presión de entrada a la factoría

• ERM de media presión de alimentación a las dos turbinas

• ERM de baja presión de alimentación a los quemadores auxiliares

• Tuberías de baja presión hasta los quemadores auxiliares

• Resto de elementos auxiliares de las instalaciones

8.3.2-. Instalación de gas que modifican.

* Tubería de alimentación de gas a media presión, a la turbina de gas TG2 nueva, desde el colector de gas general posterior a la ERM de alimentación general a las turbinas, ya que se modificará el trazado hasta conectarla a la nueva turbina de gas TG2.

No será necesario modificar el diámetro, DN 50, ya que éste diámetro tiene capacidad para alimentar el pequeño incremento de caudal de gas que la nueva turbina necesita respecto a la que consumía la turbina actual.


Página 72

8.3.3-. Características generales de las ERM.

ERM principal

(acometida)

Unidad

Presión de entrada bar 45 Presión de salida bar 22 Caudal Nm3/h 10.000 Linea de regulación y seguridad u 2

ERM general turbinas

Presión de entrada bar 22 Presión de salida bar 21 Caudal máximo Nm3/h 4.000

ERM general calderas

Presión de entrada bar 22 Presión de salida bar 3 Caudal máximo Nm3/h 3.000

* Cada una de las ERM estará formada por:

-. Doble línea de filtrado -. Precalentadores -. Regulación y seguridad -. Medida con corrector PTZ


Página 73

8.4-. Sistema de agua y vapor de calderas.

De las instalaciones del sistema de agua y vapor, se indica a grandes rasgos que partes de las instalaciones se modifican y cuales se mantienen o amplían.

8.4.1-. Instalaciones que se mantienen.

• El sistema de tratamiento de agua. • Tanque de agua tratada y desgasificador térmico de alimentación a calderas. • Sistema de bombeo y red de tuberías de agua a las calderas. • El sistema de condensados de fábrica. • Toda la red de tuberías de vapor de alta y baja presión, con sus colectores de vapor asociados , como colectores de atemperación de los dos niveles de presión de vapor; así como los equipos de maniobra y seguridad.

* No se modifican los colectores de alta y baja presión ya que la diferencia de caudal entre la turbina de vapor actual y la nueva no son significativo.

8.4.2-. Instalaciones que se modifican.

• Se modificará el trazado de la tubería de vapor de alta presión 30 bar, de entrada a la nueva turbina de vapor, así como la tubería de salida de ésta hasta el colector de 5 bar.

8.4.3-. Funcionamiento del sistema de agua y vapor a la central térmica.

Mediante el sistema de producción de agua desmineralizada disponible en la factoría, formado por dos cadenas de tratamiento de agua por el sistema de resinas de intercambio iónico, se mantendrá un nivel en un tanque de almacenamiento para el uso de éste agua a diversos procesos de producción de la factoría y para el abastecimiento de agua a las calderas.

Para el sistema de agua a la central térmica, desde el tanque de almacenamiento mediante unas bombas centrifugas, se impulsará el agua haciéndola pasar por un grupo desoxigenador, de membranas, con la finalidad de eliminar el oxigeno disuelto que pueda contener el agua, ya que ese hecho es muy dañino en las calderas. Una vez pasado el agua por el grupo desoxigenador, el agua es conducida hasta un intercambiador de placas al que por un lado le entrará esta agua de alimentación y por otro le entrará el condensado de retorno de las plantas de producción a una temperatura de 80ºC, con lo que el agua de alimentación a calderas se precalentará y el condensado será liberado de la energía térmica que todavía lleva. El condensado de plantas representa un 8% del caudal de vapor que se envía a plantas, ya que la mayor parte de este condensado es reutilazado por las propias plantas de producción de la factoría. El agua de alimentación una vez se ha precalentado en el intercambiador anterior, pasará a un desgasificador térmico, el cual servirá como depósito pulmón para desde él mediante unas bombas centrifugas multi-etapa alimentar a las diversas calderas recuperadoras para mantener en ellas un nivel de trabajo.

El condensado una vez libre de carga térmica será reutilizado como agua de aportación a las torres de refrigeración debido a la calidad de esta agua. No se utiliza dicho condensado como agua de alimentación a calderas por precaución de que este condensado pueda llevar asociado algún elemento no deseado, fruto de alguna fuga o comunicación de intercambiadores o elementos de producción. El agua en las calderas será calentada y convertida en vapor de agua sobrecalentada a 30 bar y 325ºC.


Página 74

Colector vapor 30 bar.

La producción de vapor de cada una de las calderas irá dirigida a un colector general de vapor de A.P. desde el cual partirán las diversas líneas de salida.

*Salida vapor de A.P a plantas de producción. *Salida de vapor a turbina de vapor. *Salida de vapor a válvula expansionadora de 30 a 5 bar. * Salida a dispositivo silenciador regulador de presión.

Colector vapor de 5 bar. Como se ha comentado el sistema requiere dos niveles de presión, con lo que existirá un colector de vapor de 5 bar el cual será alimentado por dos líneas o aportes. *Mediante la válvula expansionadora de 30 a 5 bar. *Mediante la expansión del vapor en la turbina de vapor. De este colector de vapor de 5 bar, partirán las siguientes líneas de salida. • Salida de vapor de 5 bar a plantas de producción • Salida de vapor a dispositivo silenciador regulador de presión.

Atemperación vapor de salida. El vapor sobrecalentado de salida a las planta de producción desde los dos colectores respectivos, pasará antes respectivamente por unos colectores-atemperadores, los cuales mediante unas sondas de temperatura les será inyectada agua desmineralizada para adecuar la temperatura del vapor a una temperatura 20ºC de sobrecalentamiento sobre la temperatura de saturación de cada nivel de presión mencionado


Página 75

8.5-. Sistema de tratamiento de agua.

El sistema de tratamiento de agua, constituida por dos cadenas de tratamiento en paralelo, basadas en la desoinización del agua mediante resinas poliméricas , tiene como función preparar y adecuar el agua nueva de aportaciónal circuito de alimentación a caldera y fábrica. Básicamente su capacidad de producción y su calidad dependen de la calidad del agua de red bruta de alimentación, la cual fructuará a lo largo del año. La capacidad media de producción de cada una de las cadenas desmineralizadoras es de 100 m3/h, y su durabilidad dependerá como hemos comentado de la calidad del agua aportada, pudiéndose conectar ambas cadenas en paralelo para incrementar dicha producción en momentos dados. Cada una de las cadenas de producción de agua desmineralizada esta compuesta por : Catión-desgasificador atmosférico – anión-lecho mixto. Debido a que no se modifican ninguna de estas partes, este sistema no sufrirá modificación alguna .


Página 76

8.6-. Sistema eléctrico de alta tensión (25 / 6,3kV).

De las instalaciones del sistema de alta tensión, se indica a grandes rasgos que partes de las instalaciones se modifican y cuales se mantienen o amplían. Instalaciones que se mantienen.

• Puntos de conexión actual con FECSA. • Cabinas de 25 kV actuales de interconexión con la red. • Transformadores de potencia de 10 MVA, de relación 6/25 kV. • Transformador de potencia de 16 MVA, de relación 6/25 kV.

• Cabinas de 6 kV actuales de protección y maniobra de las turbina TV. • Cabinas de 6 kV actuales de protección y maniobra de las turbina gas TG2. • Sistema de medida de la fábrica y de la cogeneración. • Sistema de protecciones de la fábrica. • Transformador de servicios auxiliares de la cogeneración de 1,6 MVA de relación 6/0,4 kV. (Trafo A) para la distribución de energía eléctrica en B.T •Batería de condensadores de 6,6 kV dos etapas de potencia 2000 kVA, para compensar el factor de potencia de la red Instalaciones que se modifican o amplían.

• Cableado de potencia de interconexión de la cabina o disyuntor de AT (DYG2) desde la subestación principal de Tarraco Químic la nueva turbina TG-2. • Cableado de potencia de interconexión de la cabina o disyuntor de AT (DYGV) desde la subestación principal de Tarraco Químic a la nueva turbina TV. • Cableado de maniobra y control de la TG-2 y de la TV. •Protecciones asociados a los generadores de las turbinas TG-2 y TV.

8.6.1. Descripción

Se entiende por sistema eléctrico de alta tensión de la central de cogeneración el conjunto de equipos y elementos destinados a interconectar a 25 kV los alternadores de los turbogeneradores con la red de Compañía, así como abastecer através del embarrado de 6,3 kV los diversos consumos disponibles en la factoría, como puedan ser transformadores y motores eléctricos. En barras de la subestación principal en 6 KV se conectará una batería de condensadores de 2MWA de dos etapas para compensar la reactiva de la instalación. Los equipos e instalaciones que forman parte de este sistema quedan reflejados en el plano nº6“Esquema unifilar” y se describen a continuación. Aparellage influenciado de 25 y 6 kV Ejecución en cabinas metálicas prefabricadas situadas en la sala de cabinas de la subestación principal de la factoría Tárraco Químic, conteniendo lo siguiente: • Celdas seccionadoras de 25 kV, de entrada salida desde la red de FECSA a la factoría. • Celdas de 25 kV, de maniobra Interruptores generales automáticos de la fábrica y red DYR-1,

DYR-2 hacia los transformadores de red principales.


Página 77

• Celdas de 6,3 kV, de maniobra Interruptores generales automáticos de la fábrica y red DYR-1.1, DYR-2.1 secundario de los transformadores de red principales

• Celdas de 6 kV de maniobra Interruptores de turbinas, con interruptores DYG-1, DYG-2 y DYV. • Celda de 6 kV de maniobra Interruptor interconexión embarrados “emergencia” y “servicio”,

con interruptors DYAc. • Celda de 6 kV de maniobra Interruptor de batería de condensadores regulables auxiliares, con

interruptor DYC. • Transformadores de tensión e intensidad para medida en la interconexión. • Transformadores de tensión e intensidad para protección y sincronismo. Transformadores influenciados. • Transformador de potencia de la línea principal de 10.000 kVA 25/ 6,3 kV. • Transformador de potencia de la línea principal de 16.000 kVA 25/6,3 kV. • Transformador de servicios auxiliares para el abastecimiento de aplicaciones referidas al

sistema de cogeneración y planta general de energías 1.600 kVA 6,3/ 0,4 kV. Equipo de medida eléctrica .

Mediante los tres primeros abajo expuestos • Equipos de medida en el transformador de red de 10 MVA en la interconexión de importación /

exportación de energía eléctrica activa y reactiva de la alimentación principal. • Equipos de medida en el transformador de 16 MVA en la interconexión de importación /

exportación de energía eléctrica activa y reactiva de la alimentación principal. • Equipos de medida en la interconexión entre en embarrados BARRAS I y BARRAS II, para

medir la energía generada y exportada a la red o consumida por el sistema eléctrico de la factoría

• Equipos de medida a la entrada de cada celda de interruptor de maniobra de los generadores utilizados para las protecciones y mando de dichos generadores

Protecciones.

• Protecciones generales en la interconexión. • Protecciones de los transformadores. • Protecciones de los grupos generadores. Varios

• Cableado de control, potencia y red de tierra para interconexión de los elementos mencionados.


Página 78

8.6.2-. Características Técnicas de elementos.

Cabinas 25 kV Unidad

Cabina de Red 1 Tipo aceite In A 630-1250 Icc kA 20-16 Tension kV 25/36 Cabina de Red 2 Tipo aceite In A 800-1600 Icc kA 20-16 Tensión kV 25/36

Transformadores Unidad

Transformador red 1 Tipo ONAN Material arrollamientos Cobre Potencia kVA 10.000 Tensión kV 25 / 6 ± 2x2,5% Grupo de conexión Yd5 Ucc % 10 Transformador red 2 Tipo ONAN Material arrollamientos Cobre Potencia kVA 16.000 Tensión kV 25 / 6 ± 2x2,5% Grupo de conexión Yd5 Ucc % 12 Transformador aux cogeneración (Trafo A)

Tipo ONAN Material arrollamientos Cobre Potencia kVA 1.600 Tensión kV 6 / 0,4 ± 2x2,5% Grupo de conexión Dyn11 Ucc % 12


Página 79

Cabinas 6 kV Unidad

Cabina trafo1 Tipo aceite In A 1250 Icc kA 40 Tension kV 7/13 Cabina Trafo2 Tipo aceite In A 1600 Icc kA 40 Tension kV 7/13 Cabina G1 Tipo aceite In A 630 Icc (poder de corte) kA 40 Tensión kV 7/13

Cabina G2 Tipo aceite

In A 1250 Icc (poder de corte) kA 40 Tensión kV 7/13

Cabina G3 Tipo aceite In A 1250 Icc (poder de corte) kA 40 Tensión kV 7/13

Cabina acoplamiento barras Tipo aceite In A 1600 Icc (poder de corte) kA 40 Tensión kV 7/13


Página 80

8.6.3-. Descripción del proceso eléctrico.

El diagrama eléctrico del suministro eléctrico de abastecimiento y exportación a la factoría mediante el sistema de cogeneración queda representado en el plano nº5 “Esquema unifilar instalación afectada”. El sistema contempla dos líneas diferentes de acometida de la red eléctrica en 25 kV ,las cuales entrarán de forma subterránea por los terrenos de la factoría Tárraco Químic a un cuarto anexo a la la subestación principal de dicho complejo. Estas dos acometidas irán mediante un seccionador a un cubículo Interruptor automático de protección a cada uno de los primarios dos transformadores de red que dispone la factoría Los transformadores de red de suministro son del tipo ONAN y están ubicados en exterior colindando con la subestación principal, protegiendo su entrada mediante una valla con cerradura y señalizados como elementos de peligro. Los dos transformadores separados mediante un muro de hormigón armado, irán albergados sobre unas guía a ras de suelo, contemplando debajo de ellos un foso con capacidad suficiente para albergar la cantidad de aceite de cada uno de los transformadores en caso de fuga. En la puerta de la valla de acceso al recinto de los transformadores se dispone de extintores debidamente señalizados para el caso de incendio. Los dos transformadores de red son de una potencia de 10 y 16 MW respectivamente y mediante los cuales la factoría importará la energía eléctrica requerida o exportará la energía excedente al disponer la factoría de un sistema de cogeneración .

En sendas acometidas al primario de ambos transformadores existirán los puntos de medida (PM1 y MPM2 respectivamente) tal y como se muestra en el plano 5 .

Estos transformadores adecuarán la tensión de red de suministro 25 KV a la tensión de distribución y generación de 6,3 Kv que trabaja la red de MT de la factoría y en servicio normal trabajarán con su secundario conectado al embarrado I (servicio).

Embarrados de MT (6,3 kV) en subestación principal

La red de MT de la factoría parte de dos embarrados diferenciados Barras I (embarrado de servicio) y Barras II (embarrado de emergencia), los cuales mediante un interruptor de acoplamiento entre ellos [DYAc] quedarán unidos longitudinalmente, formando un único embarrado.

Los consumidores y cargas de forma general, para toda la factoría, serán conectados mediante sus respectivos interruptores de protección correspondientes, preferentemente a barras I, ya que estas barras serán considera la alimentación o barras de servicio normal. Solo se conectarán los consumidores o cargas críticas a barras II, siendo estas las consideradas alimentación de emergencia. En ella se conectará de forma específica los transformadores de BT que cada una de las plantas dispone de emergencia.


Página 81

Cogeneración eléctrica:

La planta de cogeneración dispone de tres generadores eléctricos, de los cuales 2 de ellos son generadores asociados a turbinas de gas(TG1 y TG2) y 1 asociado a una turbina de vapor (TV). Todos estos generadores generan a la tensión de 6,3 kV El Generador 1: es el correspondiente a la turbina de vapor con una potencia 1.300 kVA (con una potencia activa de 1000 kW) y que va a ser sustituida por una turbina con una potencia del alternador de 1700 kVA (con una potencia activa de 1360 kW) El Generador 2: es el correspondiente a la turbina de gas TG1, con una potencia 6.300 kVA (con una potencia activa de 5.400 kW) El Generador 3: es el correspondiente a la turbina de gas TG2, con una potencia 6.300 kVA (con una potencia activa de 5.400 kW) , y que va a ser sustituida por una nueva turbina con una potencia del alternador de 9.400 kVA (con una potencia activa de 7.630 kW) Los tres generadores trabajarán acoplados a la red de MT (6,3 kV) en la subestación principal en paralelo con la red de la compañía suministradora, mediante sus interruptores de acoplamiento y protección; DYV para el generador de la turbina de vapor, DYG1 para el generador de la turbina de gas TG1, y DYG2 para el generador de la turbina de gas TG2. -. Estos interruptores de acoplamiento en condiciones normales de funcionamiento estarán conectados al embarrado II (emergencia), del cual mediante el interruptor de acoplamiento DYAc, quedará conectado al embarrado I (servicio) . -. En la unión de las barras I con barras II, en el cubículo o interruptor DYAc habrá un equipo de medida de energía eléctrica de importación y exportación (PM3), reflejado en la plano nº5, Esquema unifilar instalación afectada, el cual medirá la energía eléctrica que se exporta desde la unidad de cogeneración. Puntos de medición eléctrica

Los tres puntos de medición eléctrica que dispone la factoría para la compra / venta de la energía eléctrica requerida o exportada están indicados en el plano 5 : Esquema unifilar instalación afectada. Mediante ellos la empresa Tárraco Químic realizará el balance económico y la tarificación correspondiente. Cada uno de estos puntos de medida están duplicados de forma redundante en un armario especifico. Los contadores utilizados para cada uno de estos puntos de medida os son el ACE SL7000 es un medidor trifásico estático de nueva generación, completamente programable, apropiado para aplicaciones de facturación y gestión en puntos de medida diversos, como clientes comerciales, industriales o subestaciones. Permite programar todas las estructuras tarifarías contempladas por la normativa vigente para clientes a tarifa (versión ACESL761) .


Página 82

Asimismo satisface todos los requisitos establecidos por las normativas legales, y los reglamentos que las desarrollan, para la medida en puntos frontera de clientes cualificados tipos 1, 2 y 3 (versión ACE SL762). En su visualizador o display pueden aparecer hasta 100 informaciones distintas, así mismo al disponerse de software , la lectura de datos (incluyendo lectura remota) y el tratamiento de los mismos. Las incidencias de calidad de servicio y supervisión de la red se registran y almacenan en un archivo, junto a la fecha y hora de las mismas (tabla circular de hasta 500 incidencias), conservando un histórico de los datos en memoria.

Compensación de energía reactiva

Para compensación de redes de distribución en MT la empresa Táraco Químic dispone de una batería de condensadores por unos bancos automáticos de 6.6 kV en dos etapas de hasta 2MVA, operados con concondensadores trifásicos , operados con contactores de vacío con base portafusibles ACR integrada. Las baterías automáticas de condensadores de Media Tensión están normalmente destinadas a la compensación de energía reactiva en aquellas aplicaciones en la que los niveles de potencia de red de Media Tensión sean variables. Las baterías de condensadores de Media Tensión disponen de protecciones contra cortocircuitos, debido a fallo interno, mediante fusibles con indicadores de fusión o con interruptores de corte asociado a un relé de desequilibrio en baterías de doble estrella colocado en la unión de los puntos neutros. En nuestra instalación este equipo no se modifica ya que dicha compensación servirá de apoyo a la que se realizará mediante el ajuste de reactiva generada mediante los generadores síncronos de las turbinas instaladas, las cuales regularán, para mantener un factor de potencia de la red de 6,3 kV entorno a 0.98.


Página 83

8.6.3.1-. Funcionamiento en régimen normal.

-. Las turbinas trabajando en paralelo con los alternadores acoplados a la red de FECSA, a plena carga, se estará exportando los excedentes o importando según sea la diferencia entre la electricidad generada y la consumida por la plantas de la factoría. -. Debido al consumo medio eléctrico de la factoría ésta trabajará acoplada a la red general de FECSA mediante uno solo de los transformadores de red, pudiendo alternarse según las circunstancias de operación. -.La regulación del factor de potencia se realizará de forma que se mantenga un determinado valor en la interconexión con la red de fábrica, para lo que el sistema dispone

* Baterías de condensadores en B.T en cada una de la subestaciones secundarias que la factoría tiene distribuidas próximas a sus centros de producción, de forma que compensen la energía reactiva desde un nivel inferior. * Adicionalmente se dispone de baterías auxiliares de compensación en MT, y alternativamente, se podrá seleccionar el regular por factor de potencia en bornes del alternadores de las turbinas.

8.6.3.2-. Funcionamiento en condiciones de emergencia 1 .

Trabajo de la red en modo Isla.

De producirse una falta en el suministro eléctrico exterior, la central se desconectará de la red a través de los interruptores de interconexión DYR1.1 y DYR2.1, pasando a funcionar la red eléctrica interna de Tarraco Quimic en el estado “Isla”. El estado isla implica que la red eléctrica de Tarraco Quimic es abastecida única y exclusivamente por la energía eléctrica cogenerada por ella misma con lo que pueden darse varias circunstancias a considerar A-. Funcionamiento de las tres turbinas en pleno rendimiento:

En base a que las tres turbinas estén a pleno rendimiento la central de generación dispondría de la siguiente potencia disponibles, y las consideraciones criticas serían las siguientes según las siguientes tablas expuestas Tabla 1.3.a Tabla justificativa potencia máxima y mínimas central en el anexo 1 (Demanda energética): Temperatura aire 35ºC y consumo máximo de fábrica (12 MW/h)

Potencia cogenerada = (4,75 + 6,3 + 0,711 = 11,761 Mw/h) A.1 Situación de exportación excedentes kW h Potencia generada a 35ºC 11.761 Potencia autoconsumos 162 Demanda máxima de la fabrica 12.000 MINIMA POTENCIA A ENTREGAR CON

MAXIMO CONSUMO (REGIMEN NOMINAL) -401

• En este caso, al producirse una falta en el suministro exterior eléctrico, la capacidad de las

turbinas es inferior a la demandada por la factoría con lo que se realizará una desconexión de cargas no críticas en plantas de producción.


Página 84

Temperatura aire 5ºC y consumo mínimo de fábrica (10 MWh) .

Energía cogenerada = (5,72 + 8,2 + 0,711 = 14,63 MWh) A.2 Situación de exportación excedentes kWh kWh Potencia generada a 5ºC 14.633 Potencia autoconsumos 162 Demanda mínima de la fabrica 10.000 MAXIMA ENERGÍA A ENTREGAR CON MINIMO

CONSUMO 4.471

• En este caso , al producirse una falta en el suministro exterior eléctrico, la capacidad de las

turbinas es superior a la demandada por la factoría con lo que NO se realizará una desconexión de cargas no críticas en plantas de producción, y la carga será asumida por las tres turbinas, las cuales regularán su potencia a la demandada .

B-. Funcionamiento con una de las turbinas gas parada:

• De producirse una falta en el suministro eléctrico exterior, coincidiendo con que una de las dos turbinas de gas esté parada, se realizará una desconexión de cargas no crÍticas en plantas de producción, ya que una sola turbina de gas no puede soportar la carga de la factoría, independientemente de la temperatura ambiente.

C-. Funcionamiento en régimen general

• Con la desconexión de la red de compañía, el sistema eléctrico de la factoría pasaría al estado de Isla, la TG1 y la TG2 regularán la frecuencia de la fábrica, con una estática del 5%. Por ello la frecuencia podrá variar de 50 Hz a plena carga hasta 52,5 Hz en vacío. La TV seguirá trabajando en regulación de contrapresión.

C.1)-. Si el consumo de fábrica fuera superior a la autogeneración, la frecuencia de la red iría disminuyendo hasta llegar a 49 Hz, momento en el que se produciría la desconexión de un grupo de cargas de unos 3 MW, formado por los siguientes consumidores:

• Disparo cargas de la subestación Granulado: 1) Celda 11 Tr.B Granulado 1 2) Celda 12 Tr.D Granulado 3 3) Celda 13 Motor de A.T 1

• Disparo cargas de la subestación Isocianato 1) Celda 20 Tr.B planta Isocianato, 2) Celda 21 Tr.D planta Isocianato, 3) Celda 22 Tr.E a PRECO, 4) Celda 25 Motor A.T Isocianato calle 1

• Disparo cargas de la subestación Poliuretanos 1) Celda 26 Tr.B planta poliuretanos 2) Celda 27 Tr.D planta poliuretanos

El mismo grupo de cargas se desconectaría también si la tensión en el embarrado de servicio disminuyera por debajo del 80% de la tensión nominal durante más de 2". Esto puede ocurrir durante el re-arranque de fábrica después del paso a gran isla tras un fallo de Fecsa.


Página 85

8.6.3.3-. Funcionamiento en condiciones de emergencia 2 .

Trabajo de la red en modo Emergencia.

Si a pesar de la desconexión de las cargas anteriores el consumo de fábrica aún fuera superior a la de generación, la frecuencia de la red seguiría disminuyendo hasta los 48 Hz, momento en el que se produciría la apertura del interruptor de acoplamiento de los embarrados I y embarrados II de la subestación principal mediante el interruptor DYAc, con lo que solo quedaría con alimentación el embarrado II (emergencia), pasando la fábrica a estado de emergencia.

Con objeto de asegurar la estabilidad de las turbinas trabajando en paralelo en situación de emergencia, con la apertura del interruptor DYaC se produce automáticamente la desconexión de la TV, apertura del Interruptor DYV del generador de la turbina de vapor, siempre y cuando alguna de las dos turbinas de gas esté en servicio y conectada sobre el embarrado de emergencia. Este hecho es debido a que la regulación es más fiable y estable actuando sobre dos generadores que sobre tres generadores.

De este modo al no haber tensión en barras I, al descender la tensión un 80% en dichas barras I, se originará una conmutación automática de los transformadores de MT/BT pasando a funcionar los transformadores de emergencia (Trafos E), que cada planta dispone para estos casos asumiendo éstos las cargas asociadas al resto de transformadores a los que estén vinculados, pero solo de las cargas que mediante la tensión de mando estén alimentados a emergencia.

En cuanto al caso particular del trafoS.aux (Trafo A) de la planta de energías, conectado éste excepcionalmente al embarrado de emergencia, se produciría la desconexión de los consumidores “normales” , quedando alimentando a los servicio básicos contemplados en el presente proyecto. Si se produjera un fallo en éste transformador S.aux, la planta de cogeneración también dispone de un transformador de emergencia, (trafo E); sobre el que se realizaría la conmutación tal y como se ha descrito en el caso general del resto de plantas de producción.


Página 86

8.6.3.4-. Restablecimiento del suministro después del estado de Isla o

Emergencia.

. La reconexión automática de los interruptores de 25 kV de Fecsa, en la subestación principal de Tárraco Químic, DYR1 y DYR2, están condicionados a que los dos interruptores del secundario de los transformadores de red; DYR1.1 y DYR2.1, estén en posición abierta, con el objeto de evitar una posible reconexión sobre nuestra red cuando esté en Isla o Emergencia.

Restablecer suministro en estado de ISLA

El paso Isla a conexión con la red de Fecsa se realizará sin paso por cero, sincronizando el DYR1.1, o el DYR2.1 actuando sobre la regulación de velocidad de las turbinas de gas. El sistema de regulación de la TV no sufrirá modificación, y se mantendrá en regulación de presión siempre que se mantenga el DYAc cerrado.

Restablecer suministro en estado de EMERGENCIA

En caso de pasar a situación de emergencia, estando alguna de las dos turbinas de gas en marcha, y una vez asegurados los consumidores de emergencia, se procederá de la siguiente forma.

* Para evitar la re-conmutación automática en BT, antes de cerrar el interruptor Z1, será necesario desconectar previamente los interruptores de los consumidores conectados en el embarrado I.

* Se restablecerá el suministro mediante DYR1.1 o DYR2.1 al embarrado I de servicio.

* Se realizará una sincronización del embarrado I y el embarrado II, actuando sobre la regulación de velocidad de las turbinas de gas, momento en el que se acoplarán mediante la activación del interruptor de acoplamiento DYAc

• Se dará suministro de corriente por el embarrado de servicio a los consumidores indicados a continuación, secuencialmente y según el orden indicado, comprobando después de cada conexión que no se alcanza la potencia nominal de las turbinas, en cuyo caso se interrumpirá la operación de conexionado.


Página 87

8.7- . Sistema eléctrico de baja tensión.

De las instalaciones del sistema del sistema de baja tensión, se indica a grandes rasgos que partes de las instalaciones se modifican y cuales se mantienen o amplían. Instalaciones que se mantienen.

• Transformador de servicios auxiliares (Trafo A) de 1.600 kVA, de relación 6/0,4 kV.

• Alimentación de control, para conmutación entre trafos del area de enegias.

• Cuadro de distribución CD-BT.TrafoA.S.aux 1.

• Cableado de potencia a todos los equipos de la planta, turbina TG-1, calderas GV-5 y GV-6.

• Alimentaciones a los servicios auxiliares. Instalaciones que se modifican o amplían.

• Se modifica regulación del interruptor de potencia de salida del cuadro de distribución 1 en la sala eléctrica de energías que alimenta el CCM de la turbina de gas TG-2.

• Se modifica regulación del interruptor de potencia de salida del cuadro de distribución 1 en la sala eléctrica de energías. que alimenta el CCM de la nueva turbina de vapor TV.

• Se reemplazarán los cables de potencia desde salida cuadro distribución 1 de la sala eléctrica energías hasta el CCM de la nueva TG-2.

• Se reemplazarán los cables de potencia desde el cuadro distribución 1 de la sala eléctrica de energías hasta el CCM de la nueva TV.


Página 88

8.7.1-. Descripción.

Este sistema tiene la finalidad proporcionar alimentación eléctrica en baja tensión (400 V 50 Hz 3F+T) a los consumos propios del área de cogeneración (motores eléctricos, cuadros de control CCM,etc). El embarrado general de salida del trafo.S.auxi 1 (trafo A) de energías dispondrá de ocho salidas, independientes protegidas por su correspondientes protecciones, tres de la cuales alimentaran a tres sub-cuadros o cuadros de distribución principales ubicados en la sala eléctrica de energías, también llamada CCM energías, ubicada en una sala próxima a la sala de control. A partir de cada uno de éstos cuadros del CCM ,de distribución de energías, ubicados en la sala eléctrica próxima a la sala de control de energías se distribuirá la energía eléctrica a diferentes subcuadros organizados por áreas mediante embarrados longitudinales para cada uno de ellos. Así pues: • Desde la salida 1 del transformador de servicios auxiliares (trafo A) de 1.600 kVA, se alimenta

el cuadro 1 de distribución del CCM de energías CD1-CCM energías, desde el cual se abastecerán de electricidad los sub-cuadros específicos de la central de cogeneración que se detallan a continuación, mediante las correspondientes equipos de protección adecuadas a cada potencia correspondiente.

Estos sub-cuadros o equipos alimentados desde el cuadro general de distribución CD1-BT.Trafo.S.aux 1 son los siguientes:

C.S.aux.BT.001 Alimentación a cuadro propio en turbina vapor CCM.TV C.S.aux.BT.002 Alimentación a cuadro propio turbina gas 2 CCMTG2 C.S.aux.BT.003 Equipo SAI de uso comando área de energías

• Desde la salida 2 del transformador de servicios auxiliares (trafo A) de 1.600 kVA, se alimenta

el cuadro de distribución CD2-CCM energías , ubicado en la sala eléctrica de energías, desde el cual se abastecerán de electricidad los sub-cuadros específicos de la central de cogeneración que se detallan a continuación, mediante las correspondientes equipos de protección adecuadas a cada potencia correspondiente.


C.S.aux.BT.004 Alimentación a cuadro propio en Turbina gas 1 CCM.TG1 C.S.aux.BT.005 Sub-cuadro bombas alimentación calderas C.S.aux.BT.006 Sub-cuadro ventilador aire fresco caldera nº4 C.S.aux.BT.007 Sub-cuadro ventilador aire fresco caldera nº5 C.S.aux.BT.008 Sub-cuadro bombas dosificadoras y tomas cetac de corriente

Distribuidas por la planta de energías


Página 89

• Desde la salida 3 del transformador de servicios auxiliares de 1.600 kVA, se alimenta el cuadro de distribución CD3-CCM energías , ubicado en la sala eléctrica de energías, desde el cual se abastecerán de electricidad los sub-cuadros específicos de la central de cogeneración que se detallan a continuación, mediante las correspondientes equipos de protección adecuadas a cada potencia correspondiente.


C.S.aux.BT.009 Sub-cuadro servicio auxiliares planta de energías (área planta tratamiento de aguas)

C.S.aux.BT.010 Sub-cuadro alimentación tomas cetac distribuidas por el área de abastecimiento de aguas y planta de tratamiento

C.S.aux.BT.011 Sub-cuadro alimentación interiores y sala de control C.S.aux.BT.012 Sub-cuadro iluminación general exterior C.S.aux.BT.013 Sub-cuadro alimentación interiores y sala de control

• El resto de salidas del transformador de servicios auxiliares (trafo A) de 1.600 kVA, utilizadas

todas ellas para el abastecimiento de otras distribuciones, no son de interés para el presente estudio, por lo que no es necesario su especificación


Página 90

9-. Descripción técnica de sistemas mecánicos y eléctricos

del Turbogenerador Taurus T-70.

9.1-. Diseño del Turbo-grupo Taurus T-70.

En la figura siguiente se muestran una representación del conjunto del turbogenerador Taurus T-70 en el que quedan representadas las diversas partes que lo forman.

Fig. 9.1.a: Plano de general diseño turbogenerador Taurus T-70

Fig. 9.1.b: Isométrica lado derecho Fig. 9.1.c: Isométrica lado izquierdo


Página 91

En la Fig 9.1.d, se muestra la planta de la instalación, la bancada, sobre la que ira albergado el equipo Turbogenerador y en donde se puede observar los siguientes elementos.

1) Sistema combustible Gas 2) Sistema Aceite Lubricante 3) Sistema Aire Comprimido 4) Cuadros Control

Fig. 9.1.d : Isométrica ubicación montaje turbogenerador

Así pues en la fig. 9.1.e, queda representada la instalación definitiva del turbogrupo en la bancada.

Figura 9.1.e : Isométrica ubicación montaje turbogenerador.


Página 92

9.2 Componentes Principales del turbo-grupo Taurus T-70.

Los principales elementos que componen la turbina de gas Taurus T-70 en lo que se refiere a la parte térmica del tubo-grupo son:

1) Entrada de aire filtrado a la turbina. 2) Compresor de aire de flujo axial . 3) Cámara de combustión de la turbina. 4) Conjunto turbina de Poténcia . 5) Difusor gases calientes de escape. 6) Conjunto reductor.

Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Boletín IDAE:

Eficiencia Energética y Energías Renovables nº 8. Madrid, 2007

9.2.a : Elementos principales turbina gas Taurus T-70.


Página 93

ELEMENTO PRINCIPAL DESCRIPCIÓN DATOS

COMPRESOR Tipo Axial Numero de etapas 14 Coeficiente compresión 17.6 : 1 Velocidad 15.143 rpm CÁMARA DE COMBUSTIÓN Tipo Anular Ignición Antorcha Número de inyectores 12 TURBINA DE POTENCIA Tipo Axial Número de etapas 3 REDUCTOR Tipo Epicícloidal Fabricante Solar Turbines Potencia transmitida 8.301 kW Velocidad entrada 15.143 rpm Velocidad salida 1500 rpm Eficiencia 98.5 % GENERADOR Tipo: Synchronous, 4 poles Fabricante LEROY SOMER Potencia nominal 9.400 kVA Frecuencia : 50 Hz Tensión 6.300 V Factor de potencia 0.8 Velocidad : 1500 rpm


Página 94

9.2.1-. El compresor.

El aire ambiente previamente filtrado y enfriado, pasa a través del canal de entrada [1] y es conducido hacia el compresor axial [2], posteriormente empleado para la combustión en la cámara de combustión [3].

Fig. 8.2.1.1 : Diagrama de flujo entrada aire y combustión en la turbina

9.2.1.1 Componentes principales del compresor.

1) Brida de unión canal de entrada - Alojamiento cojinete de empuje nº1. 2) Sección anterior del compresor - Conjunto de dos piezas, selladas de forma axial, a lo largo del plano vertical. - Alabes de geometría variable en 1ª etapa entrada + 5 etapas siguientes. 3) Sección trasera del compresor - Conjunto de dos piezas, selladas de forma axial, a lo largo del plano vertical. - 8 etapas de álabes fijos en estator. 4) Álabes de geometría variable . Fig. 9.2.1.1.a Partes del compresor turbina

El sistema de álabes de geometría variable (IGV) evita oscilaciones de presión durante las fases de arranque y transitorios durante la operación. La posición angular de los álabes variables de entrada, así como las primeras cinco estapas de estator del compresor varia en función del estado de la turbina de gas (arranque – aceleración) El incremento de velocidad, se produce al pasar de la posición cerrado (- 47 °) hasta la posición abierto (5°). El sistema de guiado de geometría variable es accionado por un motor eléctrico con feedback de posición. El sistema de guiado de geometría variable está controlado por:

- Servomotor de accionamiento (mando : 4-20 mA) . - Posicionador RIPS (feedback : 4-20 mA). - Controlador del servomotor .


Página 95

Las levas de variación de paso de los álabes (1) se accionan desde un eje de accionamiento (6),el cual va gobernado por la actuación de un actuador o pistón (4). Estas levas mediante los torniquetes de accionamiento (2) hacen mover a los anillos(3)

1) Leva exterior del álabe 2) Torniquete de accionamiento alabe 3) Anillo de accionamiento 4) Actuador o pistón 5) Soporte del actuador o pistón 6) Eje accionamiento

Fig. 9.2.1.1.b Imagen compresor turbina

9.2.2-. La cámara de combustión.

9.2.2.1-. Antorcha:

La antorcha de encendido se encuentra situada en la parte inferior de la cámara de combustión. Durante el ciclo de arranque, una línea independiente de gas combustible llega hasta la antorcha, donde también se encuentra la bujía de encendido. La antorcha enciende la mezcla de gas combustible y aire entrando en la cámara de combustión a través de los inyectores. Cuando se confirma la presencia de llama en su interior,el sistema de control inhabilita el funcionamiento de la antorcha.

1-. Bujía de encendido. 2-. Línea de gas para encendido.

Fig. 9.2.2.1.1 Antorcha de encendido


Página 96

9.2.2.2-. Anillo de combustión.

Durante el funcionamiento, el gas combustible entra a la cámara de combustión, mediante un anillo a los 12 inyectores que forman el combustor.

Fig. 9.2.2.2.1 Anillo de entrada gas a inyectores 9.2.2.3-. Sistema by-pass aire.

El sistema de by-pass de aire del compresor, previene el efecto surge (oscilación), reduciendo la contrapresión durante la secuencia de arranque y operación. El aire del compresor se desvía directamente de la cámara de combustión hacia el difusor de escape. El sistema se compone de:

1)-Válvula de mariposa . 2)- Actuador eléctrico. 3)- Conducto de by-pass. Fig. 9.2.2.3.a Sistema by-pass aire


Página 97

9.2.3-. Turbina de potencia y difusor de escape.

La turbina de potencia se encuentra ubicada después de la cámara de combustión. En esta se encuentran el primero, segundo y tercer estadios de rotor y los deflectores de turbina. El primer y el segundo estadio se refrigeran con aire proveniente del by-pass de aire del compresor. Alrededor del 3er estadio se encuentran los 12 termopares que controlan la temperatura de combustión y que son los encargados de limitar la potencia de la turbina.

1) Turbina de potencia 2) Difusor de escape. 3) Termopares

Fig. 9.2.3.a Turbina de potencia y difusor de escape

9.2.4-. Reductor.

Tiene un diseño epicicloidal y se encuentra entre la turbina y el generador. La función principal del reductor de velocidad es la de reducir la velocidad de la turbina adaptándola a la del eje del generador. La velocidad del generador es de 1500 RPM para una frecuencia de 50 Hz. Sobre el reductor se encuentra acoplado el motor de arranque (usado para el arranque del turbo-grupo) y también hay un emplazamiento para la bomba mecánica de lubrificación principal. El reductor también llevará instalado unos sensores de velocidad (para control y protección del número de giros) .

Fig 9.2.4.a: Reductor turbina gas Taurus T-70.


Página 98

9.2.5-. Generador.

El generador convierte la potencia mecánica de la turbina en energía eléctrica. El eje del generador está acoplado al eje de baja velocidad del reductor (1500 rpm). Consiste en un generador principal, estator y rotor (máquina de polos internos) y un excitador. El generador está refrigerado por aire, con un ventilador calado sobre el eje rotor. La caja de bornas principal está situada en la parte superior del generador. Contiene los bornes de los devanados, los transformadores de tensión e intensidad para control, medida y protección. Otra caja de bornas auxiliar en la parte alta del generador, contiene los Terminales de Media Tensión. Fig. 9.2.5.a Generador turbogrupo T-70. En un generador síncrono, la velocidad del rotor (o la frecuencia de rotación generado por el campo magnético por la rueda polar) y la frecuencia de la tensión generada en los devanados del estator están en un valor constante. La relación entre frecuencia (f [Hz]), velocidad de rotor (n [rpm]) y el número de polos (p) es :

f = n x p/120

9.2.5.1-. Elementos del conexionado del generador.

El generador esta constituido por el estator o inducido [1]; el inductor o rueda polar (rotor), que será alimentado por una tensin de corriente continua mediante un puente rectificador formado por 6 diodos [3]; una excitatriz y su bobinado inductor [4 y 5] la cual es regulada mediante un regulador de tensión automático [6], tal y como se describe en el esquema 9.2.5.1.a

Fig. 9.2.5.1.a Esquema de conexionado y elementos del generador.


Página 99

9.3-. Sistemas principales mecánicos del turbogrupo Taurus T-70.

9.3.1-. Sistema de arranque.

Secuencia de Arranque: -. Mediante el motor de arranque, se acelera la turbina siguiendo una rampa progresiva hasta velocidad de ignición (25 % de velocidad nominal). - Tras la ignición, el motor de arranque trabaja como apoyo en fase de aceleración ( 25 a 66% velocidad). - Cuando se alcanza el 66 % de velocidad nominal, el motor de arranque se desconecta. Componentes principales del sistema de arranque

1) Panel de arranque, incluyendo un controlador DC/AC.

2)Un motor de arranque de corriente contínua 140 kW, con tensión nominal de 460 V. El motor de arranque está controlado por una señal 4-20 mA, que corresponde al 0-100 % de par máximo del motor

9.3.2-. Sistema de Lubricación

Las funciones principales del sistema de aceite son lubricación y evacuación de calor. Las partes críticas del turbo-grupo donde se precisa de aceite lubricante son:

- Cojinetes de turbina . - Reductor . - Cojinetes de generador .

Los componentes principales del sistema de lubricación son: 1) - Bombas de lubrificación 2) - Sistema de refrigeración de aceite 3)- Sistema de filtrado del aceite 4)- Depósito de aceite 5)- Extracción del vapor de aceite 6) - Control de presión y temperatura del aceite

1) Bombas de lubricación.

Dos bombas de servicio - Bomba mecánica, accionada por el reductor. - Bomba eléctrica (400 Vac) para pre y post lubricación de la turbina.

Bomba de emergencia -.Opera en forma de emergencia y cuando las bombas de servicio no pueden mantener la presión nominal de aceite .


Página 100

2) Sistema de refrigeración de aceite - 2 intercambiadores aire/aceite - 4 Ventiladores con motor eléctrico - Línea de entrada aceite) - Línea de salida aceite - línea de purga de aire - Línea de vaciado en caso de fugas - Caja de conexionado motores ventiladores

3)- Sistema de filtrado del aceite.

Los componentes principales son:

1) Filtro duplex doble cartucho (10 micras abs.) 2) Válvula de conmutación de filtros 3) Válvula manual de purga 4) Línea de purga contínua

Fig. 8.3.2.a: Sistema de filtrado aceite

4)- Depósito de aceite. El depósito de aceite se encuentra situado dentro en el chasis. El depósito contiene 3.500 Lts. de aceite. y recoge el aceite que proviene de las líneas de purga.

El depósito de aceite está controlado por la siguiente instrumentación: -. Transmisor de depresión

-. Indicador de nivel visual - Dos contactos para alarmas de nivel : - 1er límite : 3100 l - 2º límite : 2600 l

- El depósito se mantiene en depresión (- 5 mbarg) a causa del funcionamiento del filtro electro-estático. Un transmisor de presión, mide constantemente éste valor de depresión El depósito dispone de un termostato para controlar los calentadores de aceite (pos.1), que mantienen el aceite a temperatura adecueda en caso de paros prolongados de la turbina.


Página 101

5)- Extracción del vapor de aceite. Un filtro electro-estático, empleando la ionización eléctrica, precipita partículas sólidas y recoge el aceite que se encuentra en los vapores extraídos del depósito. El filtro electro-estático se encuentra sobre la envolvente acústica del turbogrupo

1) Celdas del filtro. 2) Celda del ventilador. 3) Caja de terminales. 4) Entrada línea de vapor. 5) Salida a la atmósfera. 6) Salida aceite recuperado. 7) Canal de By-pass

Fig.9.3.2.b Filtro electrostático de aceite.

Así pues en el diagrama siguiente, se muestra el diagrama de flujo y funcionamiento del filtro electrostático de aceite, mediante el cual se recupera casi la totalidad del aceite que se había evaporado.

Fig.9.3.2.c: Diagrama funcionamiento filtro electrostático de aceite.


Página 102

6) - Control de presión y temperatura del aceite. Control de presión.

Una válvula electro-neumática controla y regula la presión del aceite, retornando el exceso, de nuevo hacia el depósito. Un transmisor de presión mide la presión de aceite en el circuito de lubricación. La demanda de presión de aceite se controla mediante un lazo cerrado que gobierna la válvula electro-neumática. La presión nominal de aceite es 2.6 - 2.8 barg. El nivel de baja presión está en 1.8 barg (turbina en funcionamiento).

Control de temperatura

La válvula termostática de tres vías, regula la temperatura del aceite desviándolo cuando está caliente hacia los radiadores. Una Pt100 mide la temperatura del aceite después del radiador. La temperatura normal de operación está entre los 55 – 65 °C. La alarma de temperatura elevada de aceite está en 74 °C. La temperatura mínima admisible es de 43 °C (turbina en funcionamiento).

7.) Diagrama de proceso general de lubricación del turbo-grupo . Así pues en las fig. 9.3.2.d queda representada el sistema de lubrificación de los elementos de la turbina .

Fig. 9.3.2.a: Sistema de lubrificación del turbo-grupo Taurus T-70


Página 103

9.3.3-. Sistema de Monitoreo Vibraciones

Sobre cojinetes de turbina: No.1 : H / V sensores proximidad [µPP] No.1 : Sensor proximidad axial [µPP] No.2 : H / V sensores proximidad [µPP] No.3 : H / V sensores proximidad [µPP]

Sobre carcasa turbina : Transductor velocidad vertical [mm/s rms]

Sobre carcasa reductor : Transductor aceleración vertical [G rms]

Sobre cojinete accionamiento generador : Transductor velocidad vertical [mm/s rms]

9.4-. Sistemas auxiliares mecánicos del turbo-grupo Taurus T-70.

9.4.1-. Sistema aire comprimido para regulación.

El aire comprimido requerido para regulación, será abastecido o bien a través del propio

compresor de la turbo-máquina o bien a través de una línea de aire comprimido independiente,

en nuestro caso se realizará la conexión de ambos aportes debidamente adecuados entre si.

El aire comprimido para la regulación se emplea básicamente en actuadores neumáticos y

válvulas (aire instrumentación).

Los componentes principales del sistema de aire comprimido son: • Filtro de aire, provisto de separador de agua / aceite • Regulador de presión para línea de aire principal (6 - 6.5 bar) • Regulador de presión para actuadores neumáticos persianas de ventilación (1.5 bar) • Un presostato (5.5 bar), controla la mínima presión

9.4.2-. Sistema ventilación del container.

El sistema de ventilación del container, dispondrá de 4 ventiladores extractores del calor generado en el contenedor, los cuales generarán una depresión en el contenedor forzando la entrada de aire fresco a través de unos filtros en la parte superior. Estos filtros de entrada de aire al contenedor son para evitar la entrada de partículas y elementos no deseados en el contenedor. Así pues, mediante la ventilación del container se mantendrá una temperatura adecuada dentro de la envolvente acústica de la turbina.

9.4.3-. Sistema de aire de combustión.

Abastece al compresor de aire, comburente límpio. El aire que llega al compresor debe tener un contenido bajo de partículas sólidas en suspensión por dos razones principales :

• Para enfriar partes calientes en la turbina, el aire del compresor es conducido a través de pequeños orificios, que no pueden quedar obstruidos.

• Los álabes pueden dañarse y sufrir alteraciones aerodinámicas, que pueden conllevar a su deterioro. La pérdida de carga en los filtros de entrada de aire para la combustión se monitoriza continuamente. Los límites de presión son : 100 mmH20 (pre-alarma) 120 mmH2O (alarma / parada)


Página 104

9.4.4-. Sistema de detección y extinción de incendios.

En el interior del contenedor, irán albergados 4 sensores de infrarojo conectados a una central de detección de incendios, ubicada en la sala de mando de la turbina, la cual en caso de actuación activará la aportación de CO2 mediante unos difusores distribuidos en la parte superior del envolvente, así como activará la clapeta de sellado del container Elementos componentes del sistema contraincendios Dentro de la envolvente:

o 4 detectores infrarrojos o Pulverizadores de CO2

Fuera de la envolvente :

* Pulsadores manuales de orden de extinción * Señales de aviso luminosas y acústicas * Conjunto de botellas de CO2 * Control de peso de botellas para detección de fugas

9.5-. Sistemas de control

9.5.1-. Armario de control

En este armario, ubicado en el cuarto de mando de la turbina, estará ubicado un PC industrial y un PLC de seguridad, a los que estarán en tiempo real llegándoles informaciones de entra y salida de señales analógicas y digitales requeridas para el control y funcionamiento de la turbina.

El PC industrial a su vez se compone básicamente de dos elementos, -. La unidad de control:

• Adquisición y proceso de datos del bus de campo • Control de secuencias de turbina (sequencer) • Regulador suministro de combustible para diferentes cargas de operación • Monitoreado de límites y alarmas

-. El PC de servicio: • Interface entre Operador y Turbina • Visualización de datos de turbina y posibilidad de transmitir órdenes y set- points al PC Real Time o unidad de control.

En dicho armario además albergará : • Los relés de protección programables del generador, • Sincronoscopio para acoplamiento del generador. • Regulador de tensión generador • Transductores medida ( U, I, P, f, …) • Indicadores (∆U, ∆f, …) • Señales profibus :

- Señales digitales de celdas de MT - Disparos protección generador - Señales regulador de tensión y sincronización


Página 105

9.5.2-. Armario de alimentación AC

Este armario se compone básicamente de dos tipos de alimentación Alimentación de 400 VAC : • Lubricación • Calefacción container • Alimentación interna del panel • Alimentación al módulo techo • Bomba de lavado • Bomba aceite pre-lubricación

Alimentación 230 VAC : • Cargador baterías 24Vdc • Cargador baterías 110 Vdc • Filtro electroestático, aire acondicionado, alumbrado, calefactor generador, detección de fuego

9.5.3-. Armario de alimentación DC.

En este armario irán albergados los cargadores y baterías para alimentar a 24 y 110 Vdc para regulación y alimentación bomba aceite emergencia respectivamente

Baterías 24 Vdc : • 24 VDC (1), para controlar y regular equipos

4 X 6 V = 24 Vdc, 100 Ah cada batería

• Cargador y baterías conectados en paralelo

Baterías 110 VDc : • 110 VDC, para bombas de emergencia, actuadores BV e IGV

18 X 6 V = 108 Vdc, 50Ah/10 h cada batería

• cargador y baterías conectados en paralelo

9.5.4 Armario de Arranque SFC

En este armario entra la acometida 400 Vac para la alimentación general de todos los cuadro ubicados en la sala de mandos de la turbina, y en el irán albergados:

• El Sistema de arranque proporciona energía a al motor de arranque. • Filtros EMC entrada • Contactor de potencia automático para convertidor AC/DC • Fusible de protección para convertidor AC/DC • Convertidor arrancador AC/DC


Página 106

9.5.5 Armario de modulo cliente

Este armario es una armario en el que se mediante señales profibus se realiza unintercambio de señales entre control de turbina y el sistema de supervisión del cliente estructurado en módulos o sistema. A continuación se describen para cada uno de los módulos estructurados, las entradas y salidas analógicas y digitales que albergan cada una de ellas y que serán transmitidas mediante el sistema de comunicación profibus.

Módulo Salida analógica Salida digital Entrada analógica Entrada digital

Cliente Potencia activa Información / resumen de alarmas

Temperaturas devanados y cojinete generador

Alarma actuador posición IGV

Velocidad turbina Información secuencia de arranque

Vibraciones generador y reductor

Alarma actuador posición BV

Temperatura salida de gases

Información secuencia de parada

Vibraciones cojinetes turbina

Temperatura turbina Turbina lista para el arranque

Medida corriente excitación generador

Temperatura container


Chasis

Temperaturas de devanados y cojinete generador

Alarma actuador posición IGV

Vibraciones generador y reductor

Alarma actuador posición BV

Vibraciones cojinetes turbina

Medida corriente excitación generador

Temperatura container


Aceite 8520/ Nivel depósito aceite lubricación

Temperatura aceite lubricación

Presión diferencial filtro aceite

Presión depósito aceite

Presión aceite lubricación baja

Temperatura motores de arranque

Temperatura aceite lubricación alta


Página 107


Módulo combustible

Mando válvula regulación combustible.

Mando válvulas gas combustible.

Posición válvula regulación combustible.

Presión de gas combustible baja/alta.

Válvula encendido combustible línea piloto.

Fuga control estanqueidad válvulas.

Presión diferencial filtro gas alta.

Modulo Salida analógica Salida digital Entrada analógica Entrada digital

Módulo turbina

IGV/SBV señal control (4-20 mA)

IGV/SBV habilitación señales

Temperatura gases escape.

Baja presión agua lavado.

Válvula lavado compresor Temperatura turbina.

Temperatura entrada aire.

IGV/SBV posición (4-20 mA)

Modulo Salida analógica Salida digital Entrada analógica

Entrada digital

Módulo techo

Ventilador enfriador aceite

Presión diferencial filtro entrada aire

Fallo filtro electroestático

Ventilador entrada envolvente

Ventilador salida envolvente

Marcha filtro electroestático


Página 108

9.6-. Arranque de la turbina.

9.6.1-. Preparación para el arranque.

• Debe haber presión de gas, se debe ir metiendo gas poco a poco. • El sistema de alta tensión debe estar operativo, • Disponer de tensión en cuadro de arranque SFC, el cual distribuirá esta corriente al resto

de armarios de control de la turbina y desde el cual alimentaremos al motor de arranque que hará acelerar la turbina hasta cierta velocidad en el momento de arranque.

• El sistema de refrigeración debe estar operativo, para ir evacuando el calor conforme lo vayamos generando y no tener que sacar mucho de golpe.

• Niveles de caldera correctos, • Sistema de recuperación de gases, se debe revisar el sistema para ver que todo está

correcto y no nos de problemas cuando pongamos a plena carga la turbina. • Bomba auxiliar de lubricación en marcha, temperatura correcta, para que todo esté bien

lubricado y evitar posibles daños. • Ausencia de alarmas de cualquier tipo, ver que no hay ninguna alarma que nos avise de

posibles fallos, no vaya a ser que exista un problema no nos demos cuenta y a la hora de poner a plena carga el sistema nos de un fallo y tengamos que parar.

9.6.2-. Inicio y subida hasta velocidad de barrido de gases

• El motor de arranque, hace girar la turbina, empezando nosotros a meter gas y aire. • El variador controla la velocidad del motor de arranque para ir subiendo de forma

adecuada intentando evitar lo más rápido posible las zonas peligrosas de vibración. • Sube lentamente la velocidad, hasta una velocidad de giro lento, no superior a 500 rpm.

Se busca realizar un barrido de gases que pudiera haber en la turbina, para evitar explosiones. También se pretende que la distribución de pesos a lo largo del eje de rotación sea perfecta y se eviten problemas de vibración al atravesar las velocidades críticas.

9.6.3-. Aceleración hasta velocidad de sincronismo. Paso por velocidades

críticas.

• Se ordena desde el control subir hasta velocidades de sincronismo. • Interesa pasar por las velocidades críticas lo más rápido posible. • La supervisión de las vibraciones durante la aceleración es fundamental, ya que nos

pueden indicar posibles problemas. • El sistema también supervisa la aceleración, para asegurar que se pasa rápidamente por

las velocidades críticas. • A una velocidad determinada, se activa el ignitor, y se enciende la llama piloto. • La llama piloto enciende a su vez las cámaras de combustión o quemadores (FLAME ON). • A partir de ese momento la fuerza de los gases de combustión empieza a impulsar la

turbina. • Poco a poco, la fuerza que ejerce el motor de arranque va siendo menor, y la de los gases

mayores. • A una velocidad determinada, el motor de arranque se desconecta. Si es el generador,

deja de actuar como motor y se prepara para actuar como generador. • Se alcanza la velocidad de sincronismo, empezamos a producir energía eléctrica, en esta

fase es donde más disparos se producen.


Página 109

9.6.4-. Sincronización y Subida de carga hasta la potencia seleccionada

• El cierre del interruptor de máquina una vez alcanzada la velocidad de sincronismo suele ser muy rápido, unos minutos como mucho

• El sincronizador varía ligeramente la velocidad de la turbina. • La subida de carga debe ser lenta, de acuerdo al tipo de arranque

9.7-. Protecciones Generador nueva turbina de gas TG2.

En esta instalación las protecciones del generador serán instaladas en el cuadro de mandos del contenedor anexo a la turbina de gas TG2 y son previstas las siguientes protecciones:

• (87) Corriente diferencial • (27) sub-tensión • (59) sobretensión. • (67) direccional potencia activa. • (50/51) sobre-corriente /cortocircuito • (64S) Estator a tierra. • (40) perdida de excitación • (46) desequilibrio de cargas • (81) Frecuencia min/max A) De estas protecciones anteriormente numeradas causarán la apertura de del interruptor

DYG1 y corte de la excitación del generador.

• (27) Sub-tensión. • (59) sobretensión • (67) Direccional potencia activa • (46) Desequilibrio de carga • (81) frecuencia max.

B) El resto de protecciones causarán la apertura del interruptor DYGV1 y paro oshutdown de

la máquina o turbo-grupo. Relés de protección generador eléctrico nueva turbina de gas TG2

9.7.1.-. Relé SEB ING4N

9.7.1.1-. Características generales relé SEB ING4N

El ING4N relé de protección está diseñado para proteger los generadores, el usuario puede seleccionar uno de las funciones que se indican en la siguiente tabla.

FUNCION ANSI Medida de intensidad

Sobrecorriente de fase 50 - 51

IA, IB, IC y Io

Sobrecorriente de falla a tierra 51N - 64S

Sobreintensidad de secuencia inversa. 46

Toda la configuración y los parámetros medidos se pueden visualizar en la pantalla del panel frontal y transmitida en el puerto serie de comunicación RS485.


Página 110

Umbrales

Los umbrales siguientes están disponibles: • Umbrales 2 de sobre-corriente (I>, I >>) • Umbrales 2 de sobre-corriente de falla a tierra (Io>, Io >>) • 2 umbrales de sobre-intensidad de secuencia inversa (I2>, I2 >>) • 2 umbrales de sobrecarga térmica (T °>, T ° >>)

9.7.1. 2-. Descripción de las funciones disponibles.

9.7.1.2.1-. Sobre-corriente de Secuencia Negativa (ANSI 46).

El relé de protección mide las corrientes de fase y de los valores actuales computa la intensidad de secuencia negativa I2, hay disponibles 2 de sobre-corriente de secuencia negativa umbrales (I 2> y I2 >>).

El primer umbral (I2>) se puede programar como: • tiempo definido • El tiempo dependiente (curvas A, B y C, IEC 255-4,. Ref. Par 8) • Tiempo dependiente como la curva D

El segundo umbral (I2 >>) es únicamente de tiempo definido. El tiempo de funcionamiento como la curva D viene dado por la siguiente ecuación:

= ∗ . 2 !"

Donde:

K ….Parámetro programable K 00,01 ÷ 99,99 s Im….Corriente de referencia (0,5 ÷ 1,2 A) I2…. Se mide el valor de la corriente de secuencia negativa

El tiempo de demora se inicia cuando la corriente de secuencia negativa medida es mayor que el valor umbral I2>, cuando la corriente de secuencia negativa medida desciende por debajo de I2> umbral, el tiempo transcurrido se disminuyó exponencialmente con un tiempo programable TC2 constante de 1 a 99 segundos.

Cuando se selecciona la curva D, un definitivo TLIM plazo que exigen las I2> umbral es también disponible; TLIM es programable 100-9999 segundos. Cuando se utiliza la inserción de 2 fases, para la protección contra la correcta secuencia de corriente negativa la función de protección 51N ANSI deben programarse.

9.7.1.2.2-. Sobrecarga térmica (ANSI 49).

El relé de protección ING4N realiza la función de protección de sobrecarga térmica bajo todos las condiciones de funcionamiento de la creación de un modelo matemático del comportamiento térmico del generador.


Página 111

La corriente de secuencia positiva (I1) y la corriente de secuencia negativa (I2) del generador se miden por el relé de protección y se combinaron para obtener una corriente Ieq equivalente utilizado en el modelo matemático para calcular la sobrecarga térmica. La corriente Ieq equivalente se calcula utilizando la siguiente fórmula:

# = $%" +' ∗ ""

donde Ks es un coeficiente programable de 0 a 10 se utiliza para modificar el efecto decalentamiento producido por la corriente de secuencia negativa ya que su efecto es mucho mayor (debido a la corrientes inducidas en el rotor a doble frecuencia).

para generadores Ks estándar = 6.

El relé de protección calcula la sobrecarga térmica del generador y cuando el valor supera uno de los umbrales programados (T °>, T ° >>) la salida de relés de tiempo relacionados. El tiempo de disparo (t) de la función de sobrecarga térmica, según la norma IEC 255-8 e IEC 255 -17 normas, se define por la fórmula:

= ()1 ∗ ∗ *+" − -"*+" − ."

Donde: TC1 Tiempo de calentamiento constante (programable). Ieq corriente equivalente computarizada. Ip Actual equivalente antes de la sobrecarga. Ib Corriente de base Ib.

Ib es programable 0,40-2,00 A y representa la corriente Ieq equivalente para que el relé no funcionará.

9.7.1.2.3-. Protección de sobrecorriente (ANSI 50 - 51).

Hay disponibles 2 umbrales de sobreintensidad de fase (I> e I >>). La primera fase de sobrecorriente (I>) Umbral se puede programar de tiempo definido odepende del tiempo de acuerdo con la norma BS-142 e IEC 255-4 especificaciones, y el otro umbral (I >>) es únicamente de tiempo definido. Cada temporización del umbral de tiempo definido se puede combinar con un temporizadoradicional controlada por las entradas digitales. La actuación del relé se muestra mediante LEDs y por un mensaje en la pantalla.

9.7.1.2.4-. Falla a tierra de sobrecorriente (ANSI 51N - 64S).

Hay disponibles 2 umbrales de sobreintensidad de falta a tierra (Io> e Io >>). El primer umbral (Io>) se puede programar de tiempo definido o tiempo dependienteel cumplimiento con la norma BS-142 e IEC 255-4 especificaciones, y el otro umbral (Io >>) es definida única vez. Cada temporización del umbral de tiempo definido se puede combinar con un temporizador adicional controlada por las entradas digitales. El disparo del relé se muestra por el LED y por un mensaje en la pantalla.

Página 112

9.7.1.3-. Características técnicas Relé multifunción ING4N.

Entradas de medición Corriente de fase nominal ( In) 1 A / 5 A programable Corriente de tierra clasificada ( Ion) 1 A o 5 A Resistencia térmica continua 4 A / Ion Resistir térmica durante 1 s 100 En / Ion Frecuencia nominal 50/60 Hz Corriente del primario del TC actual 1-18500 A

Contactos de salida clasificaciones Número de relés 4 + 1 Corriente nominal 5 A Tensión nominal 250 V Sobre capacidad de ruptura - Relés de disparo (R1, R2) 0.5 A - Relés de señalización ( R3, R4 , R5 ) 0.2 A Vida mecánica > 106

Entradas digitales Número de entradas 3 Tensión de control externa Uaux Corriente típica (sumidero ) 2 mA Transmisión de datos Estándar RS- 485 half duplex Protocolo de comunicación Modbus ASCII Velocidad de transmisión 300 - 9600 baudios seleccionable Alimentación auxiliar Rango 24 ÷ 320 Vcc ± 20 % 48 ÷ 230 Vac ± 20 % Frecuencia (Vac ) 47 ÷ 63 Hz Cargas ( min / max ) 5/ 10 W condiciones ambientales Operación -10 / +60 ° C humedad relativa < 95 % Grado de protección para montaje IP 52 Peso 2,5 kg


Página 113

9.7.1.4 -. Umbrales y tiempos de retardo ING4N.

ANSI UMBRALES AJUSTE RESOLUCION

50-51 I>

I>>

• Sobre-corriente de fase

• Sobre-corriente de fase

0,10÷ 5.00 In

0,10÷40.00 In

0,01 In

0,01 In

64S

51N

IO>

IO>>

• Fallo a tierra de sobre-corriente

• Fallo a tierra de sobre-corriente

0,10÷ 2.00 Ion

0,10÷10.00 Ion

0,01 In

0,01 In

46 I2>

I2>>

Im

TILM

TC2

* Secuencia negativa

* Secuencia negativa

* Corriente de referencia (curva D)

* Máximo tiempo de retardo

* Constante de tiempo para el tiempo .

transcurrido de creciente (curva D)

0,05÷ 1.00 In

0,05÷1.00 In

0,5÷1.2 In

100÷9999 s

1÷ 99 s

0,01 In

0,01 In

0,01 In

1 s

1 S

49 Tº>

Tº>>

Ib

Ks

QTM0

TC1

• sobrecarga térmica

• sobrecarga térmica

• Corriente de base

• Secuencia negativa peso actual

coeficiente (Ieq cálculo)

• Sobrecarga térmica inicial (en la

energización del relé)

• Tiempo de calentamiento constante

50÷ 120 %

0,4÷2.00 In

0÷10

50÷100 %

1÷ 500 min

1%

0,01 In

1

1%

1 min

Tiempo de retardo

Tiempo definido • Todos los umbrales

50 - 51 - 64S - 51N - 46

0,02÷99,99 s

0,01 s

Tiempo

dependiente

(I>,Io>,I2)

Curvas características (como IEC 255-4)

constante Característica

A, B, C

0,01÷ 20,00 s

--

0,01 s

Tiempo

dependiente

• Curva D

• Constante Característica

D

0,01÷99,99 s

--

0,01 s

Todos los

umbrales

tiempo definido

• Tiempo adicional

0,01÷99,99 s 0,01 s


Página 114

9.7.2-. El relé de protección SEB IDT8N.

9.7.2.1-. Características generales relé IDT8N.

El relé de protección IDT8N realizará la función realiza relé de protección diferencial de las tres fases (87T ANSI) para proteger los transformadores o generadores.

FUNCION ANSI Protección diferencia de las tres fases del generador 87T

Protección de las tres fases contra sobre-corriente. 50-51

Toda la configuración y los parámetros medidos se pueden visualizar en la pantalla del panel frontal y transmitida en el puerto serie de comunicación RS485.

Umbrales.

Los umbrales siguientes están disponibles: • Porcentaje 1 diferencial umbral sesgada (dos ramas). • Umbral diferencial 1 valor absoluto. • 1 umbral de sobre-intensidad para la corriente de estabilización. • 2 umbrales de sobre-intensidad (uno para cada devanado del transformador).

9.7.2.2-. El funcionamiento de los umbrales diferenciales.

El relé IDT8N realiza funciones como porcentaje sesgado relé de protección diferencial, la característica de disparo se presenta en la figura A. Un relé de protección diferencial opera sobre el principio de comparación de corriente y con un sano objeto protegido a la partida actual es el mismo que el que entró en ella. Cualquier diferencia de medida actual es una clara indicación de una condición de falla dentro de la zona protegida.

Id - corriente diferencial - Diferencia vectorial entre la corriente de entrada y la salida actual del objeto protegido

|1| =| 2´ − 2´´ | Tres valores de intensidad diferenciales se calculan, uno para cada fase; el diferencial umbrales se verifican para cada corriente diferencial.

Ip - estabilizador de corriente - un medio de suma de los vectores de las corrientes de entrada y salida del objeto protegido utilizada para estabilizar las operaciones del relé de protección en presencia de fallas externa a la zona protegida

|1| = |2´ + 2´´|2

Cuando las corrientes de cortocircuito debido a fallas externas a la zona protegida están fluyendo a través del objeto a proteger es posible haber medido corrientes diferenciales debido a la corriente error de los transformadores o saturación. La corriente de estabilización se utiliza para estabilizar la protección retransmitir operación en estas condiciones.

Página 115

Umbrales diferenciales. Dos umbrales diferenciales están disponibles: Id> porcentaje de umbral diferencial de restricción

Id>> segundo umbral diferencial (valor absoluto)

El relé se activa cuando

Umbral Id >> la siguiente inecuación se verifica

|| ≥ ≫

Umbral Id l> TODAS las siguientes inecuaciones se verifican

|| ≥ 6

|| ≥ (81 ∗ ||) || ≥ (82 ∗ || − :)

Dónde

| Id | Módulo de la corriente diferencial | Ip | Módulo de la corriente de estabilización IB> Insensibilidad P1, P2: laderas de la característica de disparo DI Intersección de la línea recta P2 con Id / In eje

El diferencial de los umbrales Id> e Id >> y el umbral de sobre-intensidad Ip> relacionado con el estabilizador de corriente , se hace referencia a la intensidad nominal del transformador de protección normalizado con la relación de la instalado CT con el fin de que el valor de corrientes medidas en los bobinados primarios y secundarios se pueden comparar directamente.

=;<

=<∗√?@;A

Donde:

An : Poténcia nominal aparente del transformador de protección. Un: Tensión nominal del transformador. ITAP : Corriente primaria nominal del CT del instalado en el lado de bobinado Un.


Página 116

9.7.2.3-.Características técnicas Relé multifunción IDT8N.

* Entradas de medición Corriente de fase nominal ( In) 1 A / 5 A programable Resistencia térmica continua 4 In Resistencia térmica durante 1 s 100 In Frecuencia nominal 50/60 Hz

*Contactos de salida clasificaciones Número de relés ( nota 1 ) 4 + 1 Corriente nominal 5 A Tensión nominal 250 V Capacidad de ruptura ( nota 2 ) - Relés de disparo (R1, R2) 0.5 A - Relés de señalización ( R3, R4 , R5 ) 0.2 A Vida mecánica > 106

* Entradas digitales Número de entradas 6 Tensión de control externa como Uaux Corriente típica (sumidero ) 2 mA

*Transmisión de datos Estándar RS- 485 half duplex Protocolo de comunicación Modbus ASCII Velocidad de transmisión 300 - 9600 baudios seleccionable.

*Alimentación auxiliar Rango 24 ÷ 320 Vcc ± 20 % 48 ÷ 230 Vac ± 20 % Frecuencia (Vac ) 47 ÷ 63 Hz Cargas ( min / max ) 5/ 10 W

9.7.2.4-. Umbrales y tiempos de retardo. IDT8N

ANSI UMBRALES AJUSTE RESOLUCION 87T

Ib> P1 P2 DI Id>> TH2> TH5>

Umbral Insensibilidad Pendiente de la primera rama porcentaje Pendiente de la segunda rampa porcentaje Punto base de la segunda rama Segundo umbral diferencial Umbral armónico segundo Umbral armónico quinto

0,15 ÷ 2.00 In 0÷50 % 0÷100 % 0,00÷20,00 In 0,5 ÷20.00 In 10 ÷80 % 10 ÷ 80 %

0,01 In 1% 1% 0,01 In 0,01 In 1% 1%

Tiempo de retardo Tiempo definido • Todos los umbrales87 T 0,02÷99,99 s 0,01 s Todos los umbrales • Tiempo adicional 0,00÷99,99 s 0,01 s Todos los umbrales

Tiempo mínimo de activación del relé de salida.

0,1÷99,99 s 0,01 s

Página 117

9.7.3-. Relé multifuncional SEB UAR4N : sub y sobretensión .

9.7.3.1-. Características generales.

El relé de protección UAR4N realiza funciones tales como actuación por bajo y sobre-voltaje y relé de sobretensión residual, el usuario puede seleccionar una de las funciones enumeradas en la tabla de continuación.

Función ANSI Voltaje medido

Baja tensión(2 o3 fases) 27

U1, U2, U3 Sobretensión(2 o3 fases) 59

Bajoysobretensión(2 o3 fases) 27-59

Sobretensión residual 59 N - 59Vo

Uo Estator de falla a tierra 95% (tensión residual)

64S

Bajo y sobretensión (2 o 3 fases) + sobretensión residual 27 59 59N U1, U2, U3, Uo

Bajo y sobretensión (2 o 3 fases) +estator de falla a tierra 95% (tensión residual)

27 59 64S U1, U2, U3, Uo

El desequilibrio de tensión 60 U1, U2, U3

Toda la configuración y los parámetros medidos se pueden visualizar en la pantalla del panel frontal y transmitida en el puerto serie de comunicación RS485

UMBRALES

Los umbrales siguientes están disponibles: • Umbrales sub-tensión U <, U << • Umbrales sobre-tensión U>, U >> • residual sobre-tensión Uo >, Uo >>

Página 118

9.7.3.2-.Características técnicas Relé multifunción UAR 4N.

*Entradas de medición Tensión de línea nominal (Un) programable tensión residual ( Uon ) 57.73 - 63,50 a 72,16 - 100 - 110 V 125-190 - 220 - 230 - 380 a 400 V Resistencia térmica continua 2 Un – Uon Resistencia térmica durante 1 s 2 Un - Uon Frecuencia nominal 50/60 Hz VT Primario tensión 1- 999999v

*Contactos de salida clasificaciones Número de relés ( nota 1 ) 4 + 1 Corriente nominal 5 A Tensión nominal 250 V Capacidad de ruptura ( nota 2 ) - Relés de disparo (R1, R2) 0.5 A - Relés de señalización ( R3, R4 , R5 ) 0.2 A Vida mecánica > 106 *Entradas digitales Número de entradas 3 Tensión de control externa como Uaux Corriente típica (sumidero ) 2 mA *Transmisión de datos Estándar RS- 485 half duplex Protocolo de comunicación Modbus ASCII Velocidad de transmisión 300 - 9600 baudios seleccionable *Alimentación auxiliar Rango 24 ÷ 320 Vcc ± 20 % 48 ÷ 230 Vac ± 20 % Frecuencia (Vac ) 47 ÷ 63 Hz Cargas ( min / max ) 5/ 10 W

* Condiciones ambientales Operación - 10 / 60 ° C humedad relativa (sin condensación) < 95 % grado de protección (mini rack) IP 52 Peso 2,5 kg

Página 119

9.7.3.3-. Umbrales y tiempos de retardo. UAR 4N.

UMBRALES U<, U<, U>> Uo> , Uo>> Ajustes

Resolución

0,3÷ 1.60 Un

0,01 Un

0,3÷ 2,00 Un

0,01 Un

0,3÷ 1.60 Un

0,01 Un

Tiempos de retardo Tiempos definidos

Ajustes

Resolución

0,02÷ 99,99 s

0,01s

0,02÷ 99,99 s

0,01s

0,02÷ 99,99 s

0,01s

Tiempo dependiente U <, U>, Uo> Curvas características

(IEC-255)

Constante característica

Resolución

A, B, C

0,01÷ 20 s

0,01 s

A, B, C

0,01÷ 20 s

0,01 s

A, B, C

0,01÷ 20 s

0,01 s

Tiempo adicional 0,00÷ 99,99 s 0,00÷ 99,99 s 0,00÷ 99,99 s

Otros valores

Carga referida al valor

nominal 0,3 VA/ fase 0,3 VA/ fase

Relación Drop-off ≤ 1,05 ≥ 0,95

Tiempo de disparo ≤30 ms

Relés de salida

R1, R2, R3, R4

Configurable para cada umbral

STRAT / TRIP - normalmente ON / OFF

9.7.3.4-. Selección de la función de protección relé UAR 4N.

La selección de la función activa y define los umbrales seleccionables.

Función ANSI Selección Umbral

activación

Baja tensión de 2 fases Bajo voltaje de 3 fases

27 27

2U< 3 U< U<, U<<

Sobrevoltaje de 2 fases Sobretensión 3 fases

59 59

2U> 3 U> U> , U>>

Sub-sobretensión de 2 fases Sub-sobretensión 3 fases

27-59 27-59

2U<> 3 U<>

U<,U< , U>>

sobretensión residual 59N 59Vo Uo> Uo>, Uo>> Sub-sobretensión de 2 fases y sobretensión residual 27 59 59N 2U<>+Uo>

U< U< U>> Uo> Uo>>

Sub-sobretensión 3 fases y sobretensión residual 27 59 59N 3U<>+Uo>

U< U< U>> Uo> Uo>>

Sub-sobretensión de 2 fases y el estator 95% de falta a tierra 27 59 64S 3U<>+ST

U< U< U>> Uo> Uo>>

Sub-sobretensión 3 fases y el estator 95% de falta a tierra. 27 59 64S 3U<>+ST

U< U< U>> Uo> Uo>>

Voltaje balanceado 60 Balanceado U> U>> Fallo a tierra del estator 95% 64S Stator95 Uo> Uo>>


Página 120

9.7.4-. Relé multifuncional de SEB PQR4N :Por pérdida de excitación, potencia

inversa y rotor fallo a tierra.

9.7.4.1-. Características generales

El relé de protección PQR4N realiza funciones como relé de protección del generador contra la pérdida de excitación (o sub-excitación), antimotoring (potencia inversa) y en contra del rotor defectos a tierra.

El usuario puede seleccionar una o más de las funciones enumeradas en la tabla de abajo

Función ANSI

Pérdida de excitación 40 Potencia inversa 32 Falta a tierra del rotor 64R

Umbrales

Los umbrales siguientes están disponibles:

• 2 pérdida de excitación (sub-excitación) umbrales. • 2 umbrales de potencia activa (máximo o mínimo). • 2 umbrales de potencia reactiva (máximo o mínimo) • 2 umbrales de resistencia de aislamiento del rotor


Página 121

9.7.4.2-. Descripción de las funciones disponibles.

9.7.4.2.1-. Pérdida de excitación (ANSI 40).

El relé PQR4N realiza funciones como relé de protección contra la pérdida de la excitación o condiciones de sub-excitación cuando el generador funciona en estas condiciones ya que existe peligro de un sobrecalentamiento o daños mecánicos.

9.7.4.2.2-. Potencia inversa (ANSI 32).

El relé de protección PQR4N realiza la función de protección para evitar la antimotoring del generador para funcionar como un motor.

También hay umbrales de potencia reactiva disponibles; los umbrales son líneas rectas en el Diagrama P-Q, en paralelo con el eje.

9.7.4.2.3 Rotor de fallo a tierra (ANSI 64R ).

El relé PQR4N realiza la función de relé de protección contra fallos a tierra del rotor , el relé funciona en la corriente alterna principio de inyección de tensión en los circuitos del rotor.

Cuando el PQR4N relé de protección debe realizar ANSI 64R función de protección de un rotor de inyectores unitarios GAR adicional debe ser instalado para inyectar entre el circuito del rotor y la tierra una corriente alterna señal derivada de una corriente alterna auxiliar tensión.

Cuando ocurre una falla a tierra del rotor una corriente alterna fluye a través de la tierra y el relé PQR4N mide el componente resistiva de la corriente ( en fase con el voltaje de CA en el circuito del rotor ) para detectar la condición de fallo sin influencias debido a las capacidades de rotor .

Página 122

9.7.4.3-. Características técnicas Relé multifunción PQR4N.

*Entradas de medición Corriente de fase nominal (In) 1 A a 5 A Resistencia térmica continua 4 In Resistencia térmica durante 1 s 100 In Tensión nominal (Un) 57,73 - 63,50 - 72,16 - 100 - 110 V

Programable 125 - 190 - 220 - 230 - 380 - 400 V Resistencia térmica continua 2 Un Resistencia térmica durante 1 s 2 Un Frecuencia nominal 50/60 Hz Corriente CT´s primario 1-18500 A tensión VT´s primario 1- 999999 V

*Contactos de salida clasificaciones Número de relés ( nota 1 ) 4 + 1 Corriente nominal 5 A Tensión nominal 250 V Capacidad de ruptura ( nota 2 ) - Relés de disparo (R1, R2) 0.5 A - Relés de señalización ( R3, R4 , R5 ) 0.2 A Vida mecánica > 106

*Entradas digitales Número de entradas 3 Tensión de control externa como Uaux Corriente típica (sumidero ) 2 mA

*Transmisión de datos Estándar RS- 485 half duplex Protocolo de comunicación Modbus ASCII Velocidad de transmisión 300 - 9600 baudios seleccionable.

*Alimentación auxiliar Rango 24 ÷ 320 Vcc ± 20 % 48 ÷ 230 Vac ± 20 % Frecuencia (Vac ) 47 ÷ 63 Hz Cargas ( min / max ) 5/ 10 W

*Condiciones ambientales Operación - 10 / 60 ° C humedad relativa (sin condensación) < 95 % grado de protección (mini rack) IP 52 Peso 2,5 kg

Página 123

9.7.4.4-. Umbrales y tiempos de retardo. Relé PQR4N.


40

K1, K2 Qo1, Qo2

Φ ángulo Tangente

Parámetro Qo

-2,00÷ 2.00

0,00÷2.00 An 0,01 In

0,01 In

32 P1, P2 Q1, Q2

Umbrales de potencia activa

Umbral de potencia reactiva

-1,5÷ 1.5 An

-1,50÷1.50 Ion

0,005 An

0,005 An

32-40 U< inhibición de mínima tensión umbral 0,2÷ 1.20 Un 0,01 Un

64R

R1<, R2<

U<R

Resistencia de aislamiento mínima umbral

Umbral de mínima tensión ANSI 64R

Trip R <<

Inhibición ANSI 64R

200÷40000Ω

10 V

Si I≥ 50 mA

Si I≥ 50 mA

10Ω

Tiempo de retardo Tiempo definido • Todos los umbrales

40 - 32 – 64R

0,02÷99,99 s

0,01 s

Tiempo retardo adicional * Todos los umbrales 0,02÷99,99 s 0,01 s

Otros parámetros Relación Drop-off ≥ 0,95 (límites máximos)

o ≤ 1,05 (umbrales min)

Página 124

9.7.5-. Relé digital multifunción de protección HAR1N : Frecuencia y sobreflujo.

9.7.5.1-. Características generales.

El relé de protección HAR1N pertenece a la línea de protección digital de SIGMA-N y una o más de las funciones que se enumeran a continuación son activables

FUNCIÓN ANSI

Bajo - Frecuencia 81 Sobre-Frecuencia 81 Sobre-flujo 59/81 Max. frecuencia de la velocidad de cambio dt / df Max. cambio de vector de tensión ∆Θ

Todas las funciones del relé son totalmente programables por el teclado del panel frontal a través de la interfaz serie RS485, parámetros de configuración y medidos se pueden visualizar en la parte frontal pantalla del panel y se transmiten en el puerto serie de comunicación RS485.

UMBRALES

- Los umbrales siguientes están disponibles: • 2 bajo-frecuencia umbrales F <, F << • 2 sobre frecuencia umbrales F>, F >> • 2 sobre-flujo umbrales FL>, FL >> • 2 máx. frecuencia de la velocidad de cambio (módulo) umbrales DF>, DF >> • 2 máx. los umbrales de desplazamiento de vector de tensión + DA>,-DA>

9.7.5.2-. Descripción de las funciones disponibles.

9.7.5.2.1-. Sub - Sobre frecuencia umbrales (ANSI 81).

Dos umbrales previstos en frecuencia (F <, << F) y dos más frecuencia umbrales (F>, F >>) están disponibles y de forma independiente programable.

Todos los umbrales de tiempo definido. La función de bajo-frecuencia, con la función de frecuencia relacionado por tasa de cambio, son especialmente indicado para las siguientes aplicaciones.

9.7.5.2.2-. Umbrales Sobre-flujo (ANSI 59/81).

La función de sobre-flujo protege los transformadores elevadores de centrales de generación por el efecto de la excesiva densidad de flujo (proporcional a la relación V / f) que pueden causar daños por el aumento de las pérdidas en el hierro.

Dos umbrales de sobre-flujo (FL>, FL >>) están disponibles y de forma independiente programable; el tiempo de retraso en relación con el umbral FL> se puede programar como tiempo definido o depende del tiempo de acuerdo con la norma IEC 255-4 estándar.

Página 125

9.7.5.2.3-. Max. Velocidad de cambio de frecuencia (df / dt) y máx.desplaza-

miento del vector de tensión (∆Θ).

La tasa-de-cambio de frecuencia y las funciones de cambio de vector de tensión permiten la rápida desconexión del generador por cuadrícula local en caso de fallo de la red, evitando el riesgo de la reanudación de la red principal de en contra el generador en posición de fase asíncrona(con corrientes de tipo de cortocircuito y riesgo de daños).

9.7.5.3-. Características técnicas Relé multifunción HAR1N.

Entradas de medición Tensión nominal (Un) programable 57.73 - 63,50 a 72,16 - 100 - 110 V 125-190 - 220 - 230 - 380 a 400 V Resistencia térmica en continuo 2 Un Resistencia térmica durante 1 s 2 Un Frecuencia referencia 50/60 Hz tensión VT´s primario 1- 999999 V Valor de carga nominal de referencia 0.3 VA / fase

Intervalo de medición de frecuencia 35 ÷ 75 Hz

Contactos de salida clasificaciones Número de relés 4 + 1 Corriente nominal 5 A Tensión nominal 250 V Capacidad de ruptura - Relés de disparo (R1, R2) 0.5 A - Relés de señalización ( R3, R4 , R5 ) 0.2 A Vida mecánica > 106

Entradas digitales Número de entradas 3 Tensión de control externa como Uaux Corriente típica (sumidero ) 2 mA

Transmisión de datos Estándar RS- 485 half duplex Protocolo de comunicación Modbus ASCII Velocidad de transmisión 300 - 9600 baudios seleccionable.

Alimentación auxiliar Rango 24 ÷ 320 Vcc ± 20 % 48 ÷ 230 Vac ± 20 % Frecuencia (Vac ) 47 ÷ 63 Hz Cargas ( min / max ) 5/ 10 W

Condiciones ambientales Operación - 10 / 60 ° C humedad relativa (sin condensación) < 95 % grado de protección

Página 126

9.7.5.4-. Tabla de ajustes del relé HAR1N.


81 Sobre frecuencia (F>, F>> ) Sub frecuencia (F<, F<< ) NFILT –número de ciclos

40÷ 70 40÷ 70 2÷ 9

0,01 Hz 0,01 Hz

1 n 59/81 Sobreflujo (FL>, FL >>) 0,5÷ 9 V/Hz 0,01 Hz Df/dt Frecuencia de tasa de cambio ( DF>, DF >> ) 0,1÷ 9,95 Hz/s 0,05 Hz/s

∆Θ Desplazamiento del vector de tensión (+DA> , -DA> )

2º÷30º 1º

27 Bajo voltaje de umbral para retransmitir inhibición ( U< ) 0,2÷ 1,00 Un 0,01 Un

Tiempo de retardo

Tiempo definido

Todos los umbrales (excepto ∆Θ=0,04 s)

0,02÷99,99 s

0,01 s

Tiempo dependiente (FL>)

Curvas características (IEC 255-4) Constante característica

A, B, C 0,01÷20 s

-- 0,01 s

Todo el tiempo definido

umbrales

Tiempo adicional 0,00÷99,99 s 0,01 s


Página 127

9.8-. Funcionamiento y control de la turbina de gas TG2.

9.8.1-. Inicio de la puesta en marcha.

Desde la pantalla “modo de operación” se tendrá acceso al arranque de la turbo-máquina TG2 mediante la activación del icono “START”, con lo que se iniciará la secuencia de arranque de la máquina de forma automática.y posteriormente la sincronización.

9.8.2-. Arranque del turbogenerador.

9.8.2.1-. Pre-lubricación.

9.8.2.1.1-. Ventilación de pre-lubricación.

Para descargar cualquier concentración de gas presente en el contenedor , la entrada del contenedor y los ventiladores de escape se activan, ventilando el contenedor durante 45 s.

9.8.2.1.2-. pre-lubricación.

Para la pre-lubricación, el sistema de control activa la bomba de aceite de pre/post-lubricación.

La presión del aceite de pre-lubricación se comprueba durante 44 segundos.

-. Si la presión de aceite no ha alcanzado su valor mínimo, se genera una alarma (apagado) y la secuencia de inicio se interrumpe.

-. Si se ha alcanzado la presión mínima del aceite, el sistema de control entra en la secuencia de crank que consistirá:

* Prueba de la bomba de lubricación de emergencia, sometiéndose a una prueba funcional.

*Verificación de que la bomba de aceite se apague y que la señales procedentes de los interruptores de presión son bajas.

*Activación de la bomba durante un periodo máximo de 45 seg y verificación de que los interruptores depresión se activan durante al menos 5 seg.

*Apagado de la bomba y comprobación de que los interruptores de presión vuelven a su estado inicial.

La secuencia de arranque se interrumpirá en caso de que la prueba de la bomba de lubricación de emergencia no se realice con éxito.

9.8.2.2-. Crank :

El motor de arranque eléctrico se inicia y la presión de control de la bomba hidráulica se comprueba. El aceite debe haber alcanzado su temperatura mínima, de lo contrario, se lleva a cabo el apagado. Transcurrido un tiempo de espera de 15 s, se activa el accionador de la bomba hidráulica, la presión del sistema hidráulico principal aumenta. La turbina recibe un par de torsión y comienza a girar. La turbina debe alcanzar una velocidad del 15% en 100 s, de lo contrario, se apaga. Para habilitar la ventilación del conducto de gas de escape, el PLC de seguridad activa la señal “purgado de conducto salida a caldera”, señal que será utilizada por la lógica programada de la puesta en servicio de la caldera.


Página 128

9.8.2.3-. Comprobación de las válvula de gas.

Durante el arranque con crank , una secuencia de las válvulas de gas comprueba si hay fugas den las válvulas corte rápido de gas. Esta secuencia es totalmente controlada por el PLC de seguridad. La válvula de ventilación entre las válvulas de corte de principal de gas y secundarias se cierra durante 20 segundos. Si la presión no aumenta, se considera que la válvula de corte rápido de gas cierra herméticamente. Por tanto, la válvula de parada principal se abre durante 3 s, y a continuación se vuelve a cerrar. La tubería de gas entre las dos válvulas de parada ya está bajo presión, la cual debe mantener durante 20 s. Si la presión de gas se mantiene, se considera que la válvula de parada secundaria cierra herméticamente. La válvula de ventilación se abre durante 5 s para descargar el volumen de gas del recinto a la atmósfera. La válvula de ventilación se vuelve a cerrar.

9.8.2.4-. Purga de escape con crank. Tiempo máximo :240 s

Para evitar acumulación de combustible no quemado o de cualquier otro tipo en la turbina o el sistema de escape, el motor y el sistema de escape se purgan durante cada secuencia de arranque. El tiempo de purga de escape es el tiempo mínimo de purga durante el cual no se puede producir la ignición.El PLC de seguridad monitorizará este tiempo como medida de seguirdad.

9.8.2.5-. Purgado o barrido de la caldera. Tiempo máximo :300s

De acuerdo a la normativa local, el conducto de gas de escape y el sistema de recuperación de calor se purgan con el aire producido por la turbina. Cuando se alcanza la velocidad de crank ( en la secuencia de inicio), se envía una señal a la lógica de la caldera para comenzar la purga, con lo que el sistema de control espera recibir una señal de liberación para la ignición. El intercambio de de señales es controlado total y únicamente por el PLC de seguridad. La monitorización de tiempo de purga del conducto de gases de escape la realiza el sistema de control de la caldera.

Si no se ha generado la liberación de la señal de ignición por el sistema de control de la caldera tras 300 s desde su inicio de purga de la caldera, se generará una alarma y la turbina se apagará.

Si tras el periodo de barrido de aire de la caldera la turbina recibe la señal de la caldera de barrido realizado mediante la lógica programada ésta seguirá con su siguiente fase.

9.8.2.6-. Gas de ignición.

En la ignición, se abren las dos válvulas de corte rápido de gas (principal y secundaria) y la válvula de ignición de la turbina, y se activara la bujía. La válvula de regulación de gas principal se encuentra en una apertura adecuada para la ignición. Se inicia el contador de horas de funcionamiento y se aumenta el contador de arranques en 1. El ordenador de seguridad también monitoriza el tiempo de ignición.

*Se activa la bujía en 20 s, la temperatura de la turbina (T5) debe alcanzar los 204 ºC; de lo contrario la ignción se considera fallida, y la turbina se apagará.

*Tras una ignición correcta , la bujía de ignición se apagará


Página 129

9.8.2.7-.Aceleración hasta la velocidad nominal.

Tras la ignición, el sistema de control inicia la secuencia de aceleración.

9.8.2.7.1-.Aceleración hasta la caída del motor de arranque.

El sistema de control regula el suministro de combustible de modo que se alcanza el umbral del 75% con una rampa de aceleración contante.

A la velocidad del 75%, la turbina se autoenciende y es capaz de acelerar mediante la regulación del gas principal con lo que se desacopla el motor de arranque.

*Si la turbina no alcanza esta velocidad del 75% en un tiempo de 350 s, se producirá el apagado .

9.8.2.7.2-.Aceleración hasta velocidad nominal :

La turbina acelerará del 75% al 90%, permaneciendo a esta velocidad un tiempo prefijado Si no se alcanza la velocidad del 90% en 100 segundos, se producirá el apagado de la turbina. A la velocidad del 90% se iniciará la activación y protección de voltage mínimo del generador.

9.8.2.7.3-.Ajuste de la velocidad nominal.:

La turbina seguirá con la rampa de aceleración hasta llegar al 100% de la velocidad nominal.

Tras llegar a esta velocidad, la turbina esta lista para la carga, activándose la señal “Lista para cargar” en el panel de control de la pantalla “”mando de operación” .

9.8.2.8-.Lista para Cargar.

Una vez la turbina ha alcanzado la velocidad nominal del 100%, y la velocidad del eje es estable y fija, el sistema de control está listo para empezar el proceso de regulación de la velocidad necesaria para la sincronización , habilitándose el comando “sincronización” en la pantalla del menú “mando de operación”.


Página 130

9.8.2.9-. Resumen de la secuencia de arranque

• 0-. Inicio de la secuencia de arranque. • 1-. Proceso de ventilación contenedor. • 2-. Pre-lubricación y prueba de las bombas de lubricación auxiliar. • 3-. Control hidráulico. • 4-. Activación del crank de arranque

– Activación motor arranque acelerando la turbina hasta 15% – Prueba de control de las válvulas gas. – 5-. Purgado de gases mediante el aire generado con el compresor turbina

• 6-. Tiempo de espera señal caldera. • 7-. Activación bujías e ignición gas piloto. • 8-. Aceleración de la turbina complementariamente con gas hasta 75% . • 9-. Auto-ignición de la turbina regulando el gas y desacople del motor de arranque. • 10-. Activación y chequeo protecciones generador. • 11-. Ajuste al valor nominal del 100% de velocidad de la turbina, habilitándose la secuencia

de sincronización.

Grafica 9.8.2.9.a : Representación tiempo de arranque de la turbomáquina TG2

9.8.3-. Sincronización.

Cuando la turbina esté funcionando a su velocidad nominal, caben tres posibilidades:

Que haya tensión en la barra conductora posterior al disyuntor, en este caso, se puede llevar a cabo la sincronización con la barra conductora.

Que no haya tensión en la barra conductora posterior al disyuntor, en este caso, se podrá insertar directamente el generador con el disyuntor. En la práctica, a la operación de inserción directa se realiza con poca frecuencia.

Si ya se ha sincronizado la turbina y se encuentra en modo isla o emergencia, tras un fallo de la red, o en caso de la apertura del disyuntor de acoplamiento de los embarrados de emergencia y normal respectivamente, existe la posibilidad de realizar la retro-sincronización a la red mediante el embarrado de servicio, tan pronto como la tensión de red vuelva a sus valores nominales.


Página 131

9.8.3.1-. Sincronización con la barra conductora.

Si la turbina esta lista para cargarse y hay tensión en la barra conductora, puede conectarse el generador de la turbina de gas TG2 a la barra conductora con el disyuntor del generador mediante la secuencia de sincronización tanto en modo manual como en modo automático seleccionando el método en la pantalla “mando de operación” de la pantalla de operación local. La sincronización manual y automática son iguales, la única diferencia está en su comienzo. El método a utilizar estará seleccionado y podrá emplearse uno u otro indistintamente .

• Sincronización automática: La sincronización automática comienza inmediatamente, sin ninguna acción por parte del operador al estar la turbina de gas con la señal de “lista para cargar”.

• Sincronización manual: La sincronización manual, el sistema de control espera por el comando de inicio del operador, el cual para realizar la sincronización deberá actuar seleccionando la opción “inicio sync”.

9.8.3.1.1-. Secuencia de sincronización.

Condiciones:

• Debe haber tensión en la barra conductora. • El disyuntor del generador debe estar abierto.

Conexión de la tensión:

• Todo el equipo de sincronización recibe tensión. • Los instrumentos de sincronización muestran las diferencias de tensión y

frecuencia entre el generador de CA y la barra conductora.

Regulador de tensión y frecuencia:

El sistema de sincronización compara la frecuencia y el ángulo de fases de las tensiones del generador y de la barra conductor, y envía una señal de corrección al sistema de control que adapta la velocidad de la turbina en consecuencia.

El regulador de tensión adapta automáticamente la tensión del generador.

Impulso de sincronización: Tiempo máximo cada 240 s

Si la tensión, la frecuencia y el ángulo de fase se encuetran dentro del intervalo de tolerancia y permanecen constantes durante un tiempo definido, el sistema de sincronización envía un impulso de sincronización. El sistema permanece activo para enviar varios impulsos, antes de permitir el cierre del interruptor.

Impulso 1:Prueba el primer impulso, para asegurarse de que el equipo de sincronización envía un impulso correcto. El intervalo de tiempo máximo permitido entre dos impulsos es 200 s. Si se supera dicho tiempo se cancela la sincronización.

Impulso 2: El segundo impulso permite la conexión de la bobina de baja tensión del disyuntor del generador.

Impulso 3:El tercer impulso se transmite directamente al disyuntor del generador, permitiendo que éste cierre.


Página 132

Inserción del disyuntor del generador.:

El disyuntor del generador debe cerrarse a los 2 segundos del tercer impulso. La confirmación se envía directamente desde el interruptor de posición del disyuntor del generador.

Fin de la sincronización:

EL comando para cerrar el disyuntor del generador representa el final de la secuencia de sincronización.

La máquina se encontrará ahora en funcionamiento en paralelo con la red de alimentación suministrando potencia ajustando dicha potencia los puntos de consigna pre-ajustados.

9.8.4-. Modo operativo y carga del generador TG2.

Cuando la secuencia de sincronización se ejecuta correctamente, se cierra el disyuntor del generador, el conjunto del generador de la turbina de gas se conecta a la barra conductora y es posible aumentar la carga eléctrica.

En función de la posición del disyuntor de la red y la posible conexión de más de una turbina , la planta ofrecerá varias opciones de funcionamiento.

-. Disyuntor de red cerrado:

* Activación de control de potencia activo.

* Activación del control de factor de potencial

-.Disyuntor de red abierto. (funcionando solo esta turbina)

*Activación modo isla.

*Activación de control de velocidad

*Activación del control de tensión.

-. Disyuntor de red abierto (funcionando varios generadores)

*Activación modo isla

*Activación del control de velocidad.

*Activación de control de tensión.

*Activación de la distribución de carga.

9.8.4.1-. Funcionamiento en paralelo con la red.

Al funcionar en paralelo el generador con la red de alimentación general, el conjunto del generador de la turbina de gas puede suministrar:

• Potencia activa (kW) y reactiva (kVAr) a una red “considerada infinitamente grande” , pudiendo predefinirse la proporción fijando un cos phi.

9.8.4.1.1-. Fallo de tensión de red.

En el caso de fallo de tensión de la red de alimentación general, mientras la turbina de gas funciona en paralelo con ésta, el equipamiento de protección de fallo de red abre inmediatamente el disyuntor de la red, quedando el generador de la turbina de gas en modo isla .


Página 133

9.8.4.1.2-. Apertura manual del disyuntor del generador en funcionamiento en

paralelo con la red.

En el funcionamiento en paralelo del generador de la turbina de gas TG2, el operario dispone de dos posibilidades para desconectar manualmente el disyuntor del generador.

Pulsar el botón rojo del cubículo del generador. (Pulsador de emergencia)

Seleccionar el botón “Apertura DY generador” en la ventana “comandos del generador “ de la pantalla de visualización y control de la turbina.

Seleccionando el botón “Paro turbina” en la ventana “Mando de operación” de la pantalla de visualización y control de la turbina, con lo que turbina procederá a fase de paro, bajando potencia en una rampa progresiva y desconectando el DYG al estar su producción cercana a 1 MW.

9.8.4.2-. Funcionamiento en modo Isla.

En el funcionamiento modo isla, al estar el generador aislado de la red general, el generador de la turbina debe suministrar su propia velocidad o frecuencia y tensión para una carga determinada y mantenerla constante. El sistema de control de la turbina de gas ajusta la velocidad a valor predefinido 50 Hz. El regulador de tensión mantiene ésta contante.

9.8.4.2.1-. Carga

La carga de la turbina de gas, funcionando en modo isla se determina por la carga de la planta conectada a barra conductora y no podrá ser ajustada por el generador de la turbina.

En el modo de isla, el operador debe conectar las cargas de forma gradual para evitar la sobrecarga de la planta del generador de la turbina y para evitar el rechazo de las cargas ya conectadas.

La conexión de una carga mayor produce importantes fluctuaciones de frecuencia y tensión, pudiendo provocar el corte de cargas ya conectadas.

El tipo de carga con la turbina de gas en modo isla también tiene un efecto sobre dichas fluctuaciones: con lo que una fuerte carga resistiva, las fluctuaciones de velocidad son más pronunciadas que con una carga más inductiva.

A modo de guía, se puede considerar que se podrá incrementar la carga en el orden de 1 MW. y de forma que la carga total del sistema no supere el 90% de la potencia máxima del generador.

En el caso de un fallo de tensión de red, la turbina puede trabajar con cambios de carga del 100% a 0% de la potencia nominal.

Cuando dos o más generadores funcionen en modo isla en la misma barra conductora, la carga total se divide por igual entre las unidades a través de un control de distribución de carga automático. Éste es un modo de velocidad como el anterior, con la particularidad de que el punto de ajuste de velocidad se inclinará en función de la entrada analógica de tendencia de distribución de carga. Un sistema de circuitos análogo proporciona una señal a una entrada de tendencia de distribución de carga proporcional a la desviación de la unidad de carga media.


Página 134

9.8.5-. Funcionamiento ajustes del generador de la turbina de gas TG2.

9.8.5.1-. Ajuste de la potencia activa.

-.La potencia activa producida por el generador de la turbina de gas , puede configurarse a un valor deseado por medio de la función adecuada del sistema de control local o de la función correspondiente del control remoto. -.El nuevo punto establecido, puede introducirse en cualquier momento; siendo este ajuste de potencia activa solo efectivo si el generador de la turbina trabaja en paralelo con la red general de alimentación. - El valor real de la potencia generada puede ser inferior a la consignada, ya que la potencia puede estar limitada por otros factores como por ejemplo, la temperatura máxima permitida T5.

9.8.5.2-. Ajuste de la velocidad de la turbina.

La velocidad de la turbina (y por tanto la frecuencia suministrada por el generador) puede configurarse en el valor deseado por medio de una consigna en el la pantalla “generador” de la pantalla de visualización y control tanto local como remoto. El punto de ajuste permitido es de entre 95 y 105%, siendo el punto de ajuste estándar de 100%,lo que corresponde a una frecuencia del generador de 50 Hz. Este valor de ajuste pude introducirse en cualquier momento, sin embargo el ajuste de la velocidad solo es efectivo si el generador de la turbina está funcionando en modo isla, es decir, con le disyuntor de red general abierto.

9.8.5.3-. Ajuste del factor de potencia.

9.8.5.3.1-. Ajuste del factor de potencia del generador.

La potencia reactiva suministrada por el generador, viene determinada por el factor de potencia del generador (cosphi) . Esta configuración sólo es posible con el interruptor del generador cerrado y en paralelo con la red.

-. En este modo de funcionamiento, el regulador de tensión del generador mantiene constante el factor de potencia en valor pre-establecido .

-. El punto de ajuste se define tras la puesta en servicio del generador y pueden ser modificado dicho ajuste desde la pantalla “generador” de la pantalla local o remota previa una confirmación de aceptación del operador.

-. Normalmente, la regulación del cos phi funcionará en modo inductivo quedando limitado el valor a consignar entre 0,95 cap y 0,8 ind.

9.8.5.3.2-. Ajuste del factor de potencia de la red.

-. El sistema podrá trabajar bajo una consigna variable, de forma que pueda regularse la cantidad de potencia reactiva entre la planta de cogeneración y la red, seleccionando en la pantalla “Generador” de la pantalla local o remota el comando “CosPHI control”, con lo que el sistema mantendrá una cierta potencia reactiva importada o exportada en la red siguiendo un punto de ajuste “cosphi red”.El cosphi de red es un valor calculado de la relación entre la potencia activa importada/exportada y la potencia reactiva en el punto de interconexión entre la planta de cogeneración y la red. -. Para calcular este valor,el sistema de control dispone de dos señales analógicas 4-20 mA.


Página 135

9.8.5.4-. Ajuste de la tensión del generador.

El ajuste de la tensión del generador se controla por medio del regulador de tensión de éste. Éste ajuste solo es posible en funcionamiento con el disyuntor abierto y en el modo de funcionamiento de isla. El valor pre-establecido se define tras la puesta en funcionamiento del generador y se ajustará al valor nominal de la planta.

9.8.6-. Detención de la turbina de gas TG2.

9.8.6.1-. Detención funcionamiento en paralelo con la red.

La turbina de gas Tg2, se podrá parar en cualquier momento. La secuencia de parada será la siguiente:

• Reducción de la carga. La turbina empezará a reducir potencia eléctrica generada a una velocidad constante, siendo inhabilitada abortar dicha secuencia de parada tras activarse.

• Disyuntor abierto. Cuando la turbina de gas ha alcanzado su potencia mínima prefijada (aprox 1 MW) o cuando ha transcurrido el tiempo para la reducción de potencia, el disyuntor del generador desconecta éste del al red.

• Enfriamiento. Tras el desacople del generador de la red, empezará un periodo de enfriamiento de 600 segundos permaneciendo ésta a su velocidad nominal. Durante este periodo si no existe ninguna alarma activa el sistema permite abortar la finalización de la parada si se selecciona el comando “listo para carga” ya descrito anteriormente en la pantalla “Modo operación” de la pantalla de visualización y control local o remoto de la turbina, con lo que se iniciaría nuevamente la secuencia de sincronización correspondiente.

• Desaceleración. Una vez transcurrido el periodo de enfriamiento si no se ha abortado, se procederá a la desaceleración de la máquina, cerrando todas las válvulas de gas. Cuando la turbina de gas ha alcanzado el 5% de la velocidad nominal finaliza dicho paso.

• Post-lubricación+giro: Cuando se alcanza la velocidad del 5%, el sistema de control activa la bomba de aceite de pre/post-lubricación, a la vez que se activa el motor de arranque para mantener el eje de la turbina en una velocidad lenta de giro durante toda la secuencia de post-.lubricación que durará un tiempo de 14000 seg.

• Parada de la velocidad de giro. Una vez transcurrido el tiempo del paso anterior, se apagará el motor de arranque haciendo bajar la velocidad de la turbina hasta 0% , permaneciendo la bomba de post-lubricación durante 300 segundos.


Página 136

10-. Descripción de la turbina de vapor KKK proyectada.

10.1-. Estructura constructiva.

La turbina de vapor es de accionamiento directo, de una etapa, diseñada comoturbina de acción con alabeado de una corona y recorrido de flujo axial.

10.1.1-. Rotor de la turbina.

El rotor de la turbina tiene alojamiento doble y está compuesto por rodete y eje. El rodete de la turbina está colocado fuera del cojinete (flotante) y unido al eje de la turbina por medio de un dentado frontal con auto-centrado que permite la separación de la turbina y el eje.

10.1.2-. Caja de la turbina.

La caja de la turbina está atornillada a la caja de cambios mediante guías de chaveta deslizantes centradas. La caja está dividida en sentido vertical. El rodete, el sistema de toberas y la junta del eje son de fácil acceso.

10.1.3-. Sistema de toberas.

Las toberas están colocadas en un anillo cerrado atornillado a la caja de la turbina, de la que puede separarse.

10.1.4-. Junta del eje.

En la cámara de vapor de escape de la carcasa de la turbina, una junta de grafito anular con salida para el vapor de vahos hermetiza la cámara de la atmósfera exterior en el punto de paso del eje.

10.2-. Engranajes.

La instalación del engranaje de ruedas dentadas rectas de una etapa con dentadooblicuo simple se realiza en un depósito de aceite con baja salida de aceite. La caja de engranajes, herméticamente estanca al aceite, está dividida horizontalmente. La parte superior tiene una abertura de inspección. En la tapa de la bomba de aceite, situada en el lado del engranaje, se alojan los accionamientos secundarios. El eje de turbina y el eje de engranajes están alojados en cojinetes de fricción lubricados con aceite a presión

10.3-. Instalación de alimentación de aceite.

La bomba principal de aceite, accionada por un dispositivo secundario, alimenta a la turbina con aceite de regulación y lubricación. La bomba aspira el aceite del depósito de aceite y lo impulsa a través del radiador y los filtros hasta los dispositivos de regulación, los cojinetes, las piezas dentadas y la refrigeración de todas las zonas que irradian calor. Para el arranque y parada puede disponerse de una bomba auxiliar de aceite.


Página 137

10.4-. Dispositivo de regulación.

10.4.1-. Válvulas.

Las válvulas de ajuste automáticas hidráulicas sirven para regular la turbina.

10.4.2-. Regulador de revoluciones.

El regulador de revoluciones electrónico SC 900 emite una señal de ajuste eléctrica (4... 20 mA) al regulador de posición de una válvula reguladora. El regulador de posición es la interfaz entre el sistema electrónico y el sistema hidráulico. Las válvulas reguladores se abren y se cierran una tras otra de forma de forma sucesiva, independientemente del número de revoluciones de la turbina.

Cada regulador de posición regula la carrera del servomotor correspondiente de forma proporcional a la señal de ajuste, es decir, el grado de abertura de la válvula de vapor.

10.4.3-. Regulador de presión del vapor en función de limitación de potencia.

El regulador de presión regula la presión del vapor de escape y ajusta en modo de cascada el valor teórico del regulador de revoluciones, en modo en paralelo del generador.

El regulador del límite de potencia integrado reduce la magnitud de ajuste de la salida del regulador de presión del vapor de escape al alcanzar la potencia máxima admisible.

10.5-. Sistema turbogenerador a vapor TV.


El sistema está constituido por un turbogenerador a vapor a contrapresión, cuyas partes principales son la turbina de potencia, con carcasa correspondiente, acoplado mediante reductor a un alternador eléctrico, diseñado para funcionamiento industrial en continuo. El grupo se completa con una serie de sistemas auxiliares, quedando configurado el conjunto como sigue:

•Turbina de vapor a contrapresión.

•Válvula de regulación de entrada combinada con válvula de cierre

rápido.

•Sistemas auxiliares internos (sistema de lubricación, con bomba de

lubricación mecánica, bomba de pre y post-lubricación, y bomba de

emergencia).

•Sistemas auxiliares externos (refrigerador de aceite, separador

ciclónico de gotas de agua)

•Reductor relación 11,53:1

•Acoplamiento elástico.

•Alternador eléctrico síncrono trifásico.

•Bancada metálica para turbina, incluyendo depósito de aceite.

•Cuadros de control, protección y sincronismo.

•Válvulas auxiliares de purga y puesta en marcha.

•Sistema de control de vibraciones.


Página 138

TURBINA TV

Marca KKK

Modelo AFA4

Velocidad rpm 17.155

Poténcia eléctrica ISO kW 1.360

Caudal de vapor vivo a 30 bar, 325 ºC kg/h 22.000

Entalpía vapor vivo kJ/kg 3.044

Caudal de salida a 5 bar, 181 ºC kg/h 22.000

Peso de la turbina, reductor y bancada kg kg 6.500

ALTERNADOR G-1

Marca LEROY SOMER

Modelo

Potencia nominal a 40 ºC 1.700

Tensión generación V 6.300

Frecuencia Hz 50

Velocidad rpm 1.500

Peso kg 7.000


Página 139

10.6-. Protecciones eléctricas generador de la nueva turbina de vapor.

En esta instalación las protecciones del generador serán instaladas en el cuadro de mandos del contenedor contiguo próximo al grupo TV y son previstas las siguientes protecciones:

• (87) Corriente diferencial • (27) Sub-tensión. • (59) Sobretensión. • (67) Direccional potencia activa. • (50/51) Sobre-corriente /cortocircuito. • (64S) Estator a tierra. • (40) Perdida de excitación. • (46) Desequilibrio de cargas. • (81) Frecuencia min/max.

De estas protecciones anteriormente numeradas causarán la apertura de del interruptor DYG1 y corte de la excitación del generador.

• (27) Sub-tensión. • (59) Sobretensión. • (67) Direccional potencia activa. • (46) Desequilibrio de carga. • (81) frecuencia max.

En el momento de la desaparición de la alarma de protección del generador será excitado de nuevo automáticamente. El resto de protecciones causarán la apertura del interruptor DYV y paro o shutdown de la máquina.

10.6.1-. Relé diferencial RMC-131D.

Este relé de protección diferencial de tipo retardado RMC-131D forma parte de una serie DEIF completa de los relés de protección y control de los generadores.

El relé cuenta con un relé de encendido 200 ms, lo que garantiza el correcto funcionamiento del relé en la conexión de la tensión auxiliar.

Contactos normalmente energizados ("NE") no se activan (contacto no se abre / cierra) hasta 200 ms después de la conexión de la tensión auxiliar

Del mismo modo, el relé está provisto con un 200 ms circuito de apagado, la supervisión y el mantenimiento de cualquier punto de ajuste asegurandosuperior a 200 ms después de la desconexión de la tensión auxiliar.

Página 140

10.6.1.1-. Diagrama de conexión relé diferencial RMC-131D

10.6.1.2-. Especificaciones técnicas del relé diferencial RMC-131D

Rango de frecuencia: 40 ... 45 ... 65 ... 70 Hz

Max. entrada de corriente: 4 x In, de forma continua, 20 x In durante 10 s (75A máx.) 80 x In durante 1 s (máx. 300 A)

Carga: Max. 0.3VA por fase

Contacto de relé: 1 relé con 2 conmutadores (Separación galvánica entre contactos: 2500V AC; entre . bobina y contactos: 3200V AC)

Contactos: 250V-8A-2000A (AC), 24V-8A-200W (DC)

Tiempo de respuesta: <50 ms

Separación galvánica: Entre las entradas, salidas y aux. suministro: 3250V-

50Hz-1 min.

Consumo: (abastecimiento Aux.) 3.5VA/2W


Página 141

10.6.2-. Relé multifuncional RS-489 protección integral generador TV

El relé multifunción de generador SR-489 proporciona funciones de protección, medida y monitorización. Este relé multifuncional de protección en generadores síncronos o de inducción de de 25, 50 ó 60 Hz. El SR-489 incorpora funciones para la completa protección del generador. Estas funciones incluyen protección diferencial, 100 % tierra estator, sobre-intensidad direccional de tierra, sobre-intensidad de secuencia negativa, sobre-intensidad instantánea nivel alto, sobre-intensidad con frenado por tensión, máxima y mínima tensión, máxima y mínima frecuencia, distancia y potencia inversa. Para ajustarse a los generadores síncronos, las funciones de protección incluyen sobreexcitación, pérdida de campo y energización accidental del generador. Así pues el relé multifuncional RS-489 dispondrá de las siguientes protecciones y control sobre el generador de la turbina de vapor. -.Protección 100% tierra estator

-.Sobre-intensidad direccional de tierra

-.Anti-motorización (potencia inversa)

-.Pérdida de campo

-.Sobre-intensidad de secuencia negativa

-.Sobre-intensidad

-.Sobre-intensidad con frenado por tensión

-.Sobreexcitación, V/Hz

-.Mínima y máxima tensión

-.Inversión de fase de tensión

-.Mínima y máxima frecuencia

-.Sobre-temperatura del estator

-.Sobre-temperatura de los rodamientos, vibración

-.Energización accidental del generador

-.Detección del fallo del interruptor

-.Sobre-velocidad

-.Detección del fallo de fusible

-.Supervisión de la bobina de disparo

-.4 salidas analógicas, 4 entradas analógicas

-.7 entradas digitales, 12 entradas RTD


Página 142

10.7-. Funcionamiento y control de la turbina de vapor.

10.7.1-. Pantalla táctil MP277 de interface Maquina-operador.

La pantalla táctil MP277 de Siemens, es la pantalla de interface e información (maquina- operador), en la cual el operador podrá observar todas los parámetros de la máquina y gobernar la máquina así como modificar puntos de consigna y alarmas/ disparo de la máquina; esta pantalla no dispone de teclado convencional. El manejo del equipo se realiza de forma intuitiva pulsando botones de comando y campos de entrada proyectados en la pantalla sensible al tacto. Este panel táctil nos permite representar gráficamente los estados de servicio, los valores actuales del proceso y las anomalías del control acoplado. El desarrollo del programa está desarrollado de tal manera que se puedan realizar las siguientes tareas: -. Controlar y supervisar el proceso con orientación por menús mediante los botones de comando. -. Representar los procesos, máquinas e instalaciones en forma de imágenes totalmente gráficas y semi-gráficas. -. Visualizar las alarmas y disparos, así como las variables del proceso. -. Intervenir directamente en el desarrollo del proceso a través de la pantalla táctil. La visualización del programa realizado de la pantalla táctil está compuesta por una serie de imágenes o pantallas de proceso, a las cuales se accede mediante los botones de comando que son los que se encuentran en la parte inferior de la pantalla. El nombre escrito en el interior del botón de comando nos indica cual es la pantalla de destino que aparece al presionar dicho botón de comando.

Todas las imágenes están compuestas por una cabecera Nombre del proyecto. Botón de acceso a la pantalla de configuraciones. Botón de Reset sirena. Fecha y hora. Última alarma activa o disparo activo. Estado turbina de vapor. Potencia generada.


Página 143

10.7.2-.Pantalla de proceso:

Las pantallas de proceso son aquellas en las que podemos ver representado gráficamente el estado y valores actuales de las variables del proceso, tales como estado de la turbina, aceite, bombas, temperaturas del sistema, etc.

A continuación mostramos las diferentes pantallas de proceso: * Pantalla de turbina. * Pantalla de consignas * Pantalla aceite. * Pantalla de mantenimiento * Pantalla de unifilar. * Pantalla de alarmas * Pantalla de arranque. *Pantalla de disparos.

10.7.2.1-. Pantalla de turbina

A esta pantalla se accede mediante el botón de comando con la leyenda “Turbina” en el menú inferior de la pantalla táctil MP277, y en ella queda representada esquemáticamente la turbina de vapor así como sus parámetros de funcionamiento generales y principales

En esta pantalla podemos visualizar los siguientes elementos: • La representación gráfica del proceso de la turbina de vapor.

• Datos referentes a las temperaturas de la turbina y el generador...

• Datos referentes a la presión del sistema. ………………………

• Datos referentes a los desplazamientos axiales de la turbina…..

• Datos referentes a las vibraciones de la turbina………………….

• Datos referentes a las vibraciones de carcasa de la turbina……..

• Acceso a pantalla de control del regulador SC-900.

Todos los datos tienen una etiqueta de identificación según su posición. Para ello hay que pulsar el botón con la leyenda “Posición”.


Página 144

10.7.2.1.1-. Control del regulador SC-900 de velocidad.

A esta pantalla se accede mediante el botón de comando con la leyenda “Turbina”.

y

Esta pantalla agrupa todas las informaciones asociadas al regulador del la turbina SC-900. Esta pantalla esta subdividida en tres partes.

En la parte superior tenemos el lazo de regulación de velocidad turbina.

En la parte central tenemos el lazo de regulación de vapor de escape de la turbina. Desde aquí podemos cambiar el Setpoint del lazo de presión introduciendo un valor de presión en el recuadro

y confirmando con el botón correspondiente .

En la parta inferior tenemos informaciones de disparos y estados del SC-900.


Página 145

10.7.2.2-. Pantalla de aceite.

A esta pantalla se accede mediante el botón de comando con la leyenda “Aceite” en el menú inferior de la pantalla táctil MP277, y en ella queda representada esquemáticamente distribución del circuito de aceite tanto de lubricación como de regulación de la turbina de vapor

En la pantalla del circuito de aceite se puede observar todo el proceso del aceite. En dicho proceso se pueden visualizar los siguientes elementos:

Datos referentes a las temperaturas del circuito de aceite.

Datos referentes a las presiones de los separadores de vahos.

Textos informativos que hacen referencia a alarmas y/o disparos:

: Es visible cuando la presión de aceite de lubricación de la bomba auxiliar eléctrica es menor a 1 bar.

: Es visible cuando la presión de aceite de lubricación de la bomba auxiliar eléctrica es menor a 0,8 bar.y provoca paro de la máquina.

: Es visible cuando hay alarma por bajo nivel de aceite de lubricación en el depósito de aceite.

: Es visible cuando hay disparo por muy bajo nivel de aceite de lubricación en el depósito de aceite y provoca paro de la máquina.

Todos los datos tienen una etiqueta de identificación según su posición. Para ello hay que pulsar el botón con la leyenda “Posición”.


Página 146

10.7.2.3-. Pantalla unifilar.

A esta pantalla se accede mediante el botón de comando con la leyenda “Unifilar” en el menú inferior de la pantalla táctil MP277, y en ella queda representada esquemáticamente circuito eléctrico unifilar del generador 1 (turbina de vapor) así como el estado de sus parámetros eléctricos y de seguridad.

En ella se representa el esquema unifilar de la planta con todas las informaciones eléctricas disponibles así como el estado de los disyuntores de la turbina de vapor y disyuntor de red.

Además de los datos eléctricos relativos al generador y a la red, también se tiene información de los disparos eléctricos y de los diferentes motivos de apertura del disyuntor de la turbina de vapor DYV en caso de disparo.

Pulsando sobre el botón “Datos Elec”, obtendremos los datos del alternador:


Página 147

Desde esta pantalla “unifilar” se pueden realizar las siguientes maniobras:

Apertura DYV: Nos permite de forma manual abrir el interruptor de la turbina.

La regulación de factor de potencia consta de un PID que controla la excitación del generador. De esta forma, en función de la reactiva que tenemos y queremos en la interconexión, sobreexcitamos o subexcitamos el alternador para compensarla.

En la casilla ajustamos el factor de potencia deseado en la interconexión.

Para tener condiciones de regulación ( ) el alternador tiene que estar acoplado a la red y la potencia activa superior a 400 kW.


Página 148

10.7.2.4-. Pantalla arranque.

A esta pantalla se accede mediante el botón de comando con la leyenda “Arranque” en el menú inferior de la pantalla táctil MP277, y en ella queda representada los pasos para el arranque de la turbina, así como las condiciones requeridas para pasar de un paso al siguiente.

Esta pantalla nos permite de una forma muy intuitiva, arrancar la turbina y acoplarla a la red. El ciclo de arranque consta de 7 pasos de puesta en marcha y 1 de paro. Para pasar al siguiente paso deben de cumplirse las condiciones indicadas. De esta manera cuando todas condiciones específicas del paso actual están en verde, pasamos al siguiente.


Página 149

El siguiente cuadro se resume los 8 pasos con sus respectivas condiciones.

PASO Nº COND. CONDICIONES

P0-Arranque en espera 1 C1-Turbina parade. 2 C2-Pulsador inicio de ciclo.

P1-Arranque auxiliares 1 C1-Circuito aceite ON.

P2-Calentamiento tuberia vapor vivo

1 C1-Confirmación operador purgas abiertas. 2 C2-Tª vapor vivo > Consigna. 3 C3-Sin disparos PLC.

P3-Rearme rele de seguridad PILZ

1 C1-Rele de seguridad rearmado.

2 SELECTOR EN REMOTO MANIOBRAS TURBINA (si turbina contrapresión).

3 PULSADOR MARCHA TURBINA (si turbina contra-presión).

P4-Turbina Lista Para Arranque

1 C1-Confirmación vacío correcto. 2 C2-Selector en remoto maniobra turbina. 3 C3-Pulsador marcha turbina.

P5-Arranque turbina 1 C1-Turbina en marcha. 2 C2-Turbina en rampa subida. 3 C3-Nmin turbine.

P6-Sincronismo DYV 1 C1-Orden de excitación generador

2 C2-Sin disparos eléctricos.

3 C3-Inicio sincronismo / Info sincronizando

4 C4-Igualación tensión RED - GEN

5 C5-Igualación frecuencia RED-GEN

6 C6-Disyuntor turbina conectado.

P7-Turbina en operación

1 C1-Disyuntor turbina conectado. 2 C2-Regulación de presión SC-900 activa 3 C3-Confirmación operador purgas cerradas 4 C4-A la espera orden de paro turbina

P8-Rampa de Paro

1 C1-Orden de reducción de carga 2 C2-Disyuntor turbina desconectado. 3 C3-Turbina en rampa de bajada. 4 C4-Turbina parade.


Página 150

10.7.2.5-. Pantalla consignas.

A esta pantalla se accede mediante el botón de comando con la leyenda “Consignas” en el menú inferior de la pantalla táctil MP277, y en ella queda representada los parámetros de proceso, valor de alarma de cada parámetro y el valor de disparo o paro de la máquina por el parámetro identificado.

Cabe la posibilidad de habilitar o deshabilitar el disparo de la maquina por alguno de los parámetros sobrepasados, aunque no recomendable desabilitarlas.

Las pantallas de consignas son las siguientes:

• Valor Real: Valor real del transmisor que se esta midiendo en campo. • Consigna de Alarma: Cuando el valor actual supera dicho valor se genera una alarma que

queda registrada en un listado de alarmas. • Consigna de Disparo: Cuando el valor actual supera dicho valor, se genera un disparo de

maquina que queda registrado en el listado de alarmas • Habilitación: Seleccionamos la habilitación o des-habilitación de las alarmas y disparos

asociados a cada variable.

Cuando existe una alarma o disparo por sobrepasar dichos valores además de aparecer en la pantalla de alarmas y disparos, el valor actual se pone de color rojo indicándonos que existe una alarma y/o disparo.


Página 151

10.7.2.6-. Pantalla mantenimiento

En esta pantalla tenemos un control de las horas de funcionamiento de cada maniobra de la turbina.

De esta forma podemos controlar aproximadamente su desgaste y programar un mantenimiento.

Cada maniobra dispone de un contador totalizador y de un contador parcial con la posibilidad de ponerlo a cero. Para ello debe de ser pulsado durante 2 segundos el pulsador de “Reset”.


Página 152

10.7.2.7-. Pantalla alarmas .

A esta pantalla se accede mediante el botón de comando con la leyenda “alarmas” en el menú inferior de la pantalla táctil MP277, y en ella queda reflejasdas las alarmas acontecidas, activas e históricas.

En esta pantalla es donde se reflejan todas las alarmas del sistema. Las alarmas están ordenadas como una pila, última en llegar en primer lugar.

El formato en el cual aparece la alarma en la pantalla es el siguiente:

• Nº de la alarma. • Hora del evento • Fecha del evento • Estado del evento.

• (E): Entrada del evento • (S): Salida del evento

• Texto descriptivo de la alarma.

En esta pantalla la alarma queda reflejada hasta que no se soluciona su defecto. Es decir que en la pantalla de alarmas aparecerán todas las alarmas pendientes de resolver.

Una vez se ha resuelto la alarma, esta va a parar a la pantalla de alarmas históricas dejando constancia del momento de llegada de la misma y del instante en el cual ha desaparecido o se ha resuelto.


Página 153

10.7.2.8-. Pantalla disparos.

A esta pantalla se accede mediante el botón de comando con la leyenda “disparos” en el menú inferior de la pantalla táctil MP277, y en ella queda reflejadas los disparos acontecidos que han provocado el paro de la turbina de vapor, de forma que podemos observar los disparos acontecidos de forma activa y de forma histórica

En esta pantalla es donde se reflejan todos los disparos del sistema. Los disparos están ordenados como una pila, último en llegar en primer lugar.

El formato en el cual aparece el disparo en la pantalla es el siguiente:

• Nº de la alarma. • Hora del evento • Fecha del evento • Estado del evento.

• (E): Entrada del evento • (S): Salida del evento

• Texto descriptivo de la alarma.

En esta pantalla el disparo queda reflejado hasta que no se soluciona su defecto. Es decir que en la pantalla de disparos aparecerán todos los disparos pendientes de resolver.

Una vez se ha resuelto el disparo, esta va a parar a la pantalla de disparos históricos dejando constancia del momento de llegada del mismo y del instante en el cual ha desaparecido o se ha resuelto.

En la parte inferior de la pantalla de disparos, tenemos un recuadro que nos indica cual es la causa del disparo de turbina


Página 154

11-. Planificación.

De hacerse efectivo la implantación de la presente modificación sustancial de la planta de cogeneración en la empresa “Tárraco Químic”, tras ser aprobado por la dirección de la empresa, la planificación de la misma se establecerá en base a hacer compatibles una serie de actividades de ingeniería y obtención de permisos ante organismos oficiales, con los plazos de entrega y montaje de la instalación.

Se desarrollarán las siguientes actividades principales para el desarrollo del proyecto:

•Ingeniería Básica y de Detalle.

•Gestión de compras.

• Control construcción equipos y acopio de materiales.

• Previsión de desarrollar dicha instalación en el periodo de paradas programadas de plantas de producción de la factoría, reduciendo la repercusión económica que de otra forma conllevaría su instalación tras periodo de desmantelación de las actuales.

*Parada de equipos, desconexión del proceso y desmontaje de equipos.

• Dirección de Obra (construcción, montaje y puesta en marcha).

• Legalización.

Destinado a optimizar el tiempo global de ejecución, se proponen los siguiente tiempos de previsión y ejecución, cuyos hitos principales para este proyecto son:

-. Inicio proyecto: Mayo 2014.

-. Compras de equipos Julio 2014.

-. Construcción y montaje: de Noviembre a diciembre de 2014.

Previa confirmación de la parada técnica que usualmente la factoría desarrolla en sus plantas de producción y periodo de mínima producción desarrollada por la empresa al descender de forma general la petición de los clientes.

Este periodo usualmente la empresa acostumbra a realizar aprovisionamiento de producto generado

El hecho de que el consumo de vapor sea reducido en este periodo hace factible la realización de la sustitución de la turbina de gas TG2 y turbina de vapor de forma simultánea.

-. Pruebas y puesta en marcha: Enero de 2015.

-. Inicio de explotación: Febrero de 2015.

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE SUSTITUCIÓN DE UN GRUPO DE COGENERACIÓN EN LA INDUSTRIA QUÍMICA DE TARRAGONA CAPÍTULO 2 _____________________________________________________________________________________________

Página 155

CAPÍTULO 2:

ANEXOS



Fecha: Abril 2014



TARRAGONA .


Página 156

ÍNDICE

CAPÍTULO 2 : ANEXOS.

1-. Demanda energética e interconexión con la factoría. .......................................................... 159

1.1-. Demandas energéticas asociadas al proceso productivo. ............................................. 159

1.1.1-. Características de la demanda térmica de la factoría. ............................................. 159

1.1.2-. Características de la demanda eléctrica. ................................................................ 160

1.1.3-. Justificación del RD 661 articulo 6.3. ...................................................................... 161

1.2-. Interconexiones con la red y la factoría ......................................................................... 162

1.2.1-. Equipos disponibles ................................................................................................ 162

1.2.2-. Instalaciones requeridas o sujetas a modificación. ................................................. 163

2-. Evaluación energética del proyecto. ................................................................................... 164

2.1-. Datos de partida. ........................................................................................................... 164

2.2-. Evaluación energética, REE. ........................................................................................ 168

2.2.1-. Evaluación energética REE con el sistema actual. ............................................... 168

2.2.2-. Evaluación energética REE con la nueva implantación. ......................................... 170

2.3-. Sistema de medida de energía eléctrica y térmica. ....................................................... 171

2.4-. Cálculo de ahorro energía primaria y eficiencia global. ................................................. 175

2.4.1-. Obtención de rendimientos mínimos, umbrales y de referencia. ............................. 175

2.4.2-. Cálculo del ahorro de energía primaria en condiciones actuales. ........................... 176

2.4.3-. Cálculo del ahorro de energía primaria con la modificación. ................................... 179

2.5-. Comparación de la situación actual y la modificación. ................................................... 183

3-. Estudio Técnico Económico. ................................................................................................ 184

3.1-. Datos de partida. ........................................................................................................... 184

3.1.1-. Energía térmica recuperada. ................................................................................... 184

3.1.2. Energía eléctrica. ..................................................................................................... 184

3.1.3. Consumo de gas. ..................................................................................................... 184

3.1.4-. Gas evitado. ........................................................................................................... 184

3.1.5-. Precios y complementos considerados ................................................................... 184

3.2-. Viabilidad económica. ................................................................................................... 185

3.2.1-. Conclusión. ............................................................................................................. 192

4-. Datos técnicos de los equipos a instalar. ............................................................................ 193

4.1-. Sistema turbogenerador a gas TG-2 (generador 3). ...................................................... 193

4.1.1-. Descripción. ............................................................................................................ 193

4.1.2-. Datos y rendimientos nominales turbina de gas TG-2 proyectada. ........................ 195


Página 157


4.2.1-. Descripción. ............................................................................................................ 198

4.2.3-. Características y prestaciones nueva turbina vapor KKK. ....................................... 199

5-. Cálculos eléctricos red MT. .................................................................................................. 200

5.1-. Circuito y valores base de MT. Afectado con la modificación. ....................................... 200

5.1.1-. Circuito del sistema. ............................................................................................... 200


5.2-. Cálculo de las Corrientes. ............................................................................................. 202


5.2.2-. Intensidades de cortocircuito. ................................................................................. 203

5.3-. Cálculos eléctricos del sistema eléctrico afectado MT. .................................................. 206

5.3.1-. Tipo de cable utilizado. ........................................................................................... 206

5.3.2-. Intensidad máxima a soportar por el conductor MT. ............................................... 207

5.3.3-. Intensidad de corriente de cortocircuito a soportar. ................................................. 207

5.3.4-. Caída de tensión. .................................................................................................... 208

5.3.5-. Determinación cable de potencia nuevo generador 3 (TG2) . ................................. 209

5.3.6-. Determinación cable potencia nuevo generador 1 (TV). ......................................... 210

5.3.7-. Verificación cable potencia secundario trafo 1 red. ................................................. 211

5.3.8-. Verificación cable potencia secundario trafo2 red. .................................................. 212

5.3.9-. Comprobación disyuntores de actuación utilizados en el proceso.......................... 213

5.4-. Estudio de puesta a tierra de la subestación principal. .................................................. 214

5.4.1-.Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra . ...................................................... 214

5.4.2-. Investigación de las tensiones transferibles al exterior. ........................................... 220

5.4.3-. Corrección y ajuste del diseño inicial. ..................................................................... 221

6-. Cálculos eléctricos BT. ........................................................................................................ 222

6.1-. Circuito y valores base para cálculos de los conductores en BT. .................................. 222

6.2-. Conceptos generales. ................................................................................................... 223

6.3-. Cálculo de las corrientes. .............................................................................................. 223


6.3.2-. Cálculos eléctricos del sistema eléctrico afectado. ................................................. 224

6.3.3-. Cálculos eléctricos del sistema eléctrico afectado. ................................................. 232

6.4-. Selectividad de las protecciones. .................................................................................. 233

6.4.1-. Selectividad de las protecciones en Baja tensión. .................................................. 233

6.4.2-. Ajustes selectividad protecciones B.T alimentación a subcuadros. ......................... 235

7-. Cálculos red de gas natural. ................................................................................................ 240

7.1-. Circuito y valores base para los cálculos. ...................................................................... 240

7.1.1-. Diagrama simplificado de la red de gas natural. ...................................................... 240


Página 158


7.2-. Cálculo de las líneas de gas natural. ............................................................................. 241

7.2.1-. Cálculo línea gas desde ERM principal hasta planta cogeneración. ....................... 241

7.2.2-. Cálculo línea gas desde planta cogeneración hasta ERM TG1-TG2. ...................... 243

7.2.3-. Cálculo línea de gas desde ERM turbinas hasta bifurcación TG´s. ......................... 245

7.2.4-. Cálculo línea de gas desde bifurcación TG´s hasta TG1. ....................................... 247

7.2.5-. Cálculo línea de gas de bifurcación TG´s hasta TG2. ............................................. 249

7.2.6-.Cálculo línea gas desde planta cogeneración hasta ERM calderas. ........................ 251

7.2.7-.Cálculo línea gas desde ERM calderas hasta bifurcación calderas . ........................ 253

7.2.8-. Cálculo líneas de gas desde bifurcación calderas hasta GV5. ................................ 255

7.2.9-. Cálculo línea gas desde bifurcación calderas hasta GV4. ...................................... 257

7.3-. Tabla resumen de los cálculos de las líneas de gas natural. ......................................... 258


Página 159

1-. Demanda energética e interconexión con la factoría.

1.1-. Demandas energéticas asociadas al proceso productivo.

La demanda energética que requiere el funcionamiento de las instalaciones del complejo productivo en cuanto a lo referente a calor son producidas íntegramente por la central de cogeneración y en lo referente al suministro eléctrico son suministradas mediante el sistema eléctrico general de fábrica, el cual es abastecido por los generadores de las turbinas de la cogeneración y apoyado por suministro eléctrico exterior.

1.1.1-. Características de la demanda térmica de la factoría.

A continuación se definen las características de la demanda térmica de la factoría suministrada íntegramente por la planta de cogeneración.

1.1.1.1-. Característica de la demanda térmica.

El suministro de vapor a las diversas plantas del complejo químico de “Tarragona Químic” se realiza en dos niveles diferentes, debido a los requerimientos térmicos de las plantas. bar Temperatura [ºC] Vapor de alta presión 30 325 Valor de baja presión 5 180 Del condensado procedente de los dos niveles de vapor anteriormente comentados solo se recupera un 8%, ya que este condensado es utilizado directamente por las plantas consumidoras como agua desmineralizada para el desarrollo de sus actividades, ya que este condensado tiene unas propiedades de pureza las cuales son requeridas en dichos procesos Del pequeño porcentaje de condensado que retorna a la central térmica, es conducido a un intercambiadores de calor con la finalidad de extraer el máximo calor de éste condensado a la vez que calienta el agua de entrada a las calderas . Posteriormente en la sección de energías, el condensado con escaso poder calorífico al haber cedido dicho calor, es utilizado para otros procesos ajenos a la cogeneración como es el de aporte de agua a las torres de refrigeración, la utilización de la cual hace que la conductividad del agua de estas torres, se estabilice en valores adecuados para tal efecto, sin necesidad de malgastar agua para el purgado excesivo de las mismas. El no utilizar dicho condensado directamente, como agua de retorno a la alimentación de las calderas es principalmente por asegurar y prevenir los posibles contaminaciones que puedan derivarse de averías o perforaciones en equipos en las que ha sido utilizado el vapor en las plantas de producción de la factoría *A niveles de cálculo se considerará la entalpía de los condensados de retorno a 80 ºC, y la del agua nueva a 15 ºC.


Página 160

1.1.1.2 -. Perfil de la demanda térmica.

Atendiendo a la demanda de calor para el proceso productivo de la factoría, considerando los tres últimos años, es decir 2011 , 2012 y 2013, con una demanda térmica de 175.259 MWh en el año 2011, 165.213 MWh en el año 2012 y 188.925 MWh, en el 2013, se ha preferido utilizar los datos del año 2013 que son más conservadores y fiables a la hora de la previsión, debido a las siguientes condiciones o acontecimientos.

. En este año 2012 se produjo una parada de una de las plantas de producción de la factoría que se prolongó más de lo esperado, con lo que a efectos fiables descartamos los valores de ese año. . En este año 2013 como fruto de la parada del año anterior, para ampliar producción el consumo de vapor se incremento como era de esperar llegando a consumos de vapor requeridos para su correcto funcionamiento

Dado que hay la previsión durante el año 2014 ,en adelante es de mantener dicha producción, se ha considerado conveniente utilizar como base del consumo de vapor medio del año 2013, que ha sido de 29,59 t/h redondeado al alza repartidas de la siguiente forma:

Demanda vapor horaria (t/h) anual .

Demanda de vapor Horaria (t/h) Anual (8360 h) toneladas

Vapor Total salida 30 bar

30 250800

Vapor de 30 bar 15 125.400 Vapor de 5 bar 15 125.400

1.1.2-. Características de la demanda eléctrica.

1.1.2.1-. Característica de la demanda eléctrica.

La demanda eléctrica en el complejo químico se distribuye en M.T en base a 6,3 kV a los diversos transformadores ubicados por secciones o procesos productivos en las diversas plantas, los cuales transformarán a tensiones de uso común de 400 v. También existen algunos motores en algunas plantas productivas , los cuales por requerimiento de potencia serán alimentados directamente en M.T. a6300 V.

1.1.2.2-. Perfil de la demanda.

Debido al carácter de proceso continuo de las diversas plantas de producción que componen la factoría “Tarragona Quimic”, origina que el consumo eléctrico del parque sea consecuentemente bastante constante, ya que el consumo de electricidad en cada una de las planta, depende básicamente de la cantidad de producción, siendo como hemos comentado muy constante. Actualmente el consumo medio de la factoría actual es de aproximadamente 12 MW.

La demanda de energía eléctrica implícita al proceso directo en el funcionamiento de la cogeneración también es básicamente constante, ascendiendo a una media de 162 kW , pudiendo considerar a tal efecto básicamente los siguientes:


Página 161

Tabla resumen de las potencias medias requeridas en servicio permanente.

AUTOCONSUMO PROPIO EN PLANTA COGENERACION

Potencia Kwh

Descripción

Turbina TG1 26,45 Centro control de motores asociados a ventilación.

Turbina TG2 34,5 Centro control de motores asociados a ventilación

Caldera GV-5 58,65 Centro control de motores asociados a bombas.

Caldera GV-6 19,55 Centro control de motores asociados a bombas.

Turbina vapor TV 9,2 Bombas aceite, refrigeración ventilación generador, refrigeración aceite.

Auxiliares cogeneración 13,8 Dosificaciones,cuadros de mando, instrumentación, etc.

TOTAL 162,15

1.1.3-. Justificación del RD 661 artículo 6.3.

-. Además de lo anterior, el titular de la instalación “Tarraco Químic” incluye un procedimiento de medida y registro de la energía térmica útil, indicando los equipos de medida necesarios para su correcta determinación. -. Al tratarse el artículo 2.1 del nuestra instalación de categoría a) según RD661, implica que justifiquemos según el apartado 6.3 del RD661 una serie de consideraciones como son la justificación considerando las siguientes situaciones. A) Justificación considerando la situación de todo-todo, es decir, incluyendo los servicios auxiliares propios e inherentes en la instalación de cogeneración, contemplados en el apartado 1.2.2 del apartado anterior, tendremos:

A.1-. Potencia eléctrica máxima a entregar (a una temperatura 5ºC) A.2-. Potencia mínima a entregar (a una temperatura 35ºC como régimen nominal )

B) Justificación considerando la situación de exportación de excedentes, es decir, incluyendo los servicios auxiliares propios e inherentes en la instalación de cogeneración, contemplados en el apartado 1.1.2 del apartado anterior, y además la demanda de la factoría, lo cual nos permitirá saber la potencia intercambiada con la red, en el punto de unión de la cogeneración y la fabrica,:

B.1-. máxima potencia a entregar con el mínimo consumo eléctrico B.2-. Mínima potencia a entregar en régimen normal

A continuación expresaremos en forma tabulada la justificaciones indicadas para el caso de situación todo-todo y para la justificación exportación de excedentes, ambas en sus dos consideraciones establecidas.


Página 162

Cálculo justificativosegún RD 661, art ículo 6.3 kWh kWh A.1 Situación Todo -Todo Potencia generada a 5ºC 14.633 Potencia autoconsumos 162 MAXIMA POTENCIA A ENTREGAR CON

MÍNIMO CONSUMO

14.471

A.2 Situación Todo -Todo Potencia generada a 35ºC 11.761 Potencia autoconsumos 162 MINIMA POTENCIA A ENTREGAR CON

MÍNIMO CONSUMO (REGIMEN NOMINAL) 11.599

B.1 Situación de exportación excedentes Potencia generada a 5ºC 14.633 Potencia autoconsumos 162 Demanda mínima de la fabrica 10.000 MAXIMA POTENCIA A ENTREGAR CON

MINIMO CONSUMO 4.471

B.2 Situación de exportación excedentes Potencia generada a 35ºC 11.761 Potencia autoconsumos 162 Demanda mínima de la fabrica 12.000 MINIMA POTENCIA A ENTREGAR CON

MÍNIMO CONSUMO (REGIMEN NOMINAL)

-401

Tabla 1.1.3.a Tabla justificativa potencia máxima y mínimas central

1.2-. Interconexiones con la red y la factoría

Para interconectar las turbina actual y las nuevas turbina consideradas en la proyección de éste estudio (TG-2y TV), en la actualidad “Tarraco Químic” dispone en la actualidad de los siguientes servicios de interconexión requeridos para el funcionamiento de estas nuevas instalación.

1.2.1-. Equipos disponibles

A) Electricidad

A.1-. Electricidad en A.T. Conexión a la red eléctrica de ENDESA-FECSA a 25 kV, con capacidad suficiente para atender la pequeña ampliación de potencia generada,

-. Tiene una acometida con una potencia asignada de 10MVA -. Una acometida con potencia asignada de 16 MVA

A.2-. Electricidad en B.T. para la planta de cogeneración Electricidad para abastecer servicios , alimentada desde el transformador de servicios auxiliares de 1.600 kVA.


Página 163

B) Gas natural

Conexión al gasoducto de ENAGAS a 35 bar, con capacidad para atender el aumento de la demanda

C) Aire comprimido para instrumentación

Aire comprimido para el sistema de control, actuación y regulación de los diversos equipos de la planta de cogeneración, será abastecido por la red de aire de instrumentación existente en la factoría. Además el sistema de turbinas dispone de sistema de auto-alimentación propia a través del compresor.

D) Abastecimiento de agua desmineralizada.

-. Para el abastecimiento del agua de alimentación a las calderas se dispone de dos cadenas o plantas de tratamiento de aguas formadas cada una de ellas por un catión , un desgasificador atmosférico, un anión y un lecho mixto. -. Cada una de las cadenas de tratamiento de agua tiene una capacidad de 100m3/h. -. El agua tratada almacenada en un tanque de almacenamiento, mediante unas bombas alimentará al desgasificador atmosférico, manteniendo en el un nivel constante. -. Desde éste desgasificador atmosférico unas bombas centrifugas multietapa abastecerán a las calderas en función de su demanda.

1.2.2-. Instalaciones requeridas o sujetas a modificación.

Para acometer la ampliación o modificación, los puntos de interconexión con la fábrica serán: a) Electricidad

a.1-. Electricidad en M.T.

Modificación/remplazo del cable de la conexión a la cabina de 6,3 kV, en sustitución de la conexión de la actual turbina de gas TG-2 y turbina de vapor TV

a.2-. Electricidad en B.T.

Modificación/remplazo del cable de la conexión desde la CCM de energías hasta los cuadros locales de la turbina de gas TG2 y Turbina de vapor TV.

b) Gas Natural.

Modificación de la tubería de gas existente desde la cual se alimenta a la turbina de gas TG-2.

c) Aire comprimido para instrumentación.

Conexión al anillo de aire comprimido existente.

d) Conexión de los gases. -. Conexión de los gases de escape de la turbina nueva de gas a la caldera de recuperación nº 6. -. Conexión del vapor de Alta presión y de salida o baja presión en la nueva turbina de vapor TV.


Página 164

2-. Evaluación energética del proyecto.

2.1-. Datos de partida.

Partiendo de la referencia del funcionamiento normal de la factoría (consumos de energía térmica y eléctrica), los datos utilizados en esta evaluación del cálculo de rendimientos darán una comparación entre la situación de referencia o requerimiento de energía por métodos convencionales y la situación de utilizar cogeneración, atendiendo a los siguientes conceptos.

a) Desde el punto de vista de proceso. a.1) Necesidades energéticas En base a los requerimientos energéticos de la factoría tanto en calor como electricidad, para el correcto funcionamiento de las instalaciones del complejo evaluadas ambas en forma de energía requerida.

a.2) Producciones de energía Las producciones energéticas en ambos casos, es decir, la producción térmica de calor en la situación de referencia, y la producción de calor y electricidad en la situación de cogeneración.

a.3) Consumo de combustible En este punto se evaluará el consumo de combustible en cada uno de los supuestos anteriores (referencia y cogeneración) destinados únicamente a la producción de calor en el caso de situación de referencia ; y a la producción de calor y electricidad en el caso de cogeneración.

• Cabe señalar, que en situación de cogeneración el consumo de combustible necesario a utilizar en los quemadores de las calderas, disminuye considerablemente, debido a la recuperación de energía térmica recuperado directamente de la cogeneración.

b) Desde el punto de vista del RD 661/2007.

b.1) Electricidad producida [E.gen]

Energía eléctrica autogenerada medida en bornes del alternador. Generador TG1……………5,5 MWh Generador TG2 (actual)….5,1 MWh Generador TG2 (nuevo)….7,73 MWh Generador TV (actual)..…. 0,500 MWh Generador TV (nuevo)..…. 0,711 MWh Sistema actual Sistema proyectado

E.gen=11.078 MWh E.gen=13.923 MWh


Página 165

El Anexo II de la Directiva 2004/8/CE [3] así como el Anexo II del RD 616/2007 [2] establece que la electricidad de cogeneración se considera igual a la producción de electricidad total en el período considerado en el punto de conexión de los generadores (ECHP = E) si se cumple lo siguiente:

• La eficiencia global del período η es mayor o igual de 75 % para turbinas de vapor de contrapresión, turbinas de gas con recuperación de calor, motores de combustión interna, microturbinas, motores Stirling y pilas de combustible.

b.2) Consumo de combustible [Q]

El consumo de combustible como energía primaria en referencia al poder calorífico inferior de dicho combustible, en nuestro caso gas natural [9600 Kcal/m3] , para la producción de la energía eléctrica y térmica en la planta.

Sistema actual Sistema proyectado

Q=343.070 MWh/año Q=343.070 MWh/año

b.3)Calor útil recuperado [V]

El calor útil recuperado es el calor absorbido por el vapor que irá a consumos en procesos el cual es requerido por las diversas plantas que forman el complejo. Así pues este calor útil se calculará multiplicando el caudal de vapor útil por la diferencia de entalpía entre el agua de entrada y vapor de salida.

De acuerdo con la Guía Técnica del IDAE se aplica el apartado 2.2.2, para la parte de vapor que se utiliza directamente en proceso.

= ∗ ℎ − ∗ ℎ

Ecuación[ 2.1.a ]

Siendo:

m : caudal vapor entregado a proceso hV : entalpía especifica vapor entregado a proceso hA : entalpía del agua en estado liquido a 15 ºC (15 kcal/kg) Datos de entalpías del proceso

hv.AP : Entalpía vapor 30 bar recalentado a 325ºC : 3.043 MJ/tn hvBP : Entalpía vapor 5 bar recalentado a 220ºC : 2.852 MJ/tn hvcond : Entalpía condensado 80ºC : 334,9 MJ/tn hvcond : Entalpía agua alimentacin 15ºC : 63 MJ/tn PCI gas: Poder calorífico del gas natural: : 9.600 Kcal/Nm3

Factores de conversión utilizados

1 MWh = 3600 MJ 1 MWh = 860 Mcal

Página 166

NOMENCLATURA DE PARÁMETROS EMPLEADOS Y DIAGRAMAS DE FLUJO

EVALUACION ENERGETICA.

Parámetros Cálculo o medición Unidad Definición

1. Valores de combustibles, calores y energía eléctrica

F Parámetro medido en planta MWh

Combustible total consumido en una planta de cogeneración. Incluye post-combustión y equipos auxiliares de producción de calor (calderas convencionales, etc)

FCC F - Fno-CHP,H MWh Combustible consumido por la cogeneración

FCHP FCC - Fno-CHP,E MWh Combustible asociado a la producción de electricidad de cogeneración y calor útil

Fno-CHP,E Eno-CHP / ηE MWh Combustible asociado a la producción de energía que no es de cogeneración (E

no-CHP)

Fno-CHP,H Parámetro(s) medido(s) en planta

MW Combustible consumido por equipos de producción de calor no asociados aguas abajo a procesos de cogeneración

Fno-CHP,H post-

combustión Parámetro(s) medido(s) en planta

MWh Combustible consumido por un equipo de post-combustión no asociado aguas abajo a procesos de cogeneración

Fno-CHP,H caldera Parámetro(s) medido(s) en planta

MWh Combustible consumido por calderas convencionales para la producción (única) de calor a proceso

E Parámetro medido en planta MWh Energía eléctrica generada por una planta de cogeneración

ECHP Si η≥ η0 E Si η<η0 HCHP · C

MWh Electricidad de cogeneración

Eno-CHP E - ECHP MWh Energía eléctrica no de cogeneración

EC E + β·HCHP MWh Energía eléctrica producida en el modo de condensación total

ECT Parámetro medido en planta MWh Energía eléctrica producida en periodos de operación en cogeneración total

H Parámetro medido en planta MWh Calor total producido

HCHP H - Hno-CHP MWh Calor útil producido por cogeneración

Hno-CHP Fno-CHP,H · Ref Hη MWh Calor producido por procesos no

cogenerativos

Hno-CHP

postcombustibón Fno-CHP,H postcombustión · Ref H

η MWh Calor producido por dispositivos de

postcombustión

Hno-CHP caldera Fno-CHP,H caldera · Ref Hη MWh Calor producido por calderas convencionales

HCT Parámetro medido en planta. MWh Calor producido en periodos de operación en cogeneración total

2. Rendimientos

η (E+HCHP

)/FCC

% Rendimiento global de la cogeneración

ηE E/FCC

% Rendimiento de generación eléctrico y/o mecánico de la cogeneración

ηH HCHP

/FCC

% Rendimiento térmico de la cogeneración

CHP Eη E

CHP/F

CHP % Rendimiento eléctrico asociado a la

electricidad de cogeneración

CHP Hη H

CHP/F

CHP % Rendimiento térmico asociado al calor útil

ηEno-CHP EC/F

CC % Eficiencia eléctrica de la planta cuando la

demanda de calor a proceso es nula

Ref Hη - %

Valor de referencia de la eficiencia para la producción separada de calor. Decisión de la Comisión de 21 de diciembre de 2006

Ref Eη - %

Valor de referencia de la eficiencia para la producción separada de electricidad. Decisión de la Comisión de 21 de diciembre de 2006

η0 - % Rendimiento global umbral establecido por el Anexo II de la Directiva 2004/8/CE


Página 167

A continuación se incluye un diagrama de bloques en el cual se reflejan los flujos de combustible, energía eléctrica y calor en una configuración de cogeneración con dispositivos de postcombustión y calderas auxiliares de producción de energía térmica. En este diagrama se puede observar el significado gráfico de cada una de las corrientes indicadas.


Página 168

2.2-. Evaluación energética, REE.

El objeto de la evaluación energética es determinar los principales consumos y producciónes energéticos de la central de cogeneración, calcular el Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) y verificar con ellos el cumplimiento de la legislación vigente. En la tabla siguiente se muestran los resultados obtenidos calculados sobre la base anual de 8.360 horas funcionamiento al año.

2.2.1-. Evaluación energética REE con el sistema actual.

MWh MWh/año Nm3/h tn/h

vapor

1 ENERGIA ELECTRICA

GENERADA

TG1 [E.gen1] 5,47 45.800 TG2 [E.gen2] 5,1 42.636

TV [E.gen3] 0,5 4.180

E.gen 11,08 92.616

2 CONSUMO TERMICO GAS

NATURAL

TG1 [ FCC1] 17,63 147.385 1579,33

TG2 [ FCC2] 17,63 147.385 1579,33

Caldera GV5 [F no.CHP] 5,78 48.300 517,56

FCC+ F no.CHP= [Q] 41,04 343.070 3676,24

3 ENERGIA TERMICA

RECUPERADA

GV5 correspondiente a los gases TG1

9,96 83.305 11,79

GV5 corespondiente al quemador/es

5,78 48.300 4,26

GV6 correspondientes a los gases TG 2

9,27 77.500 12,91

VAPOR A TV -12,74 -106.535 -15,08 VAPOR DE TV 11,95 99.878 15,08 VAPOR A desgasificador 0,00 0 0,00 Retorno de condensados -0,22 -1.841 -2,37 Agua nueva aporte -0,52 -4.329 -29,59 HCHP+Hno.CHP = [V] 22,60 188.925

ηH efR 0,9


Página 169

Cálculo de REE de la situación actual.

De acuerdo a lo indicado en esta Guía,el REE mide la eficiencia de conversión de la energía primaria, disponible en el consumo de gas natural, en energía eléctrica, descontando de la energía primaria , la energía suministrada para recuperación de calor por el proceso (energía del vapor generado), calculada como combustible evitado en la generación térmica.

El valor de REE se calcula mediante la siguiente expresiones:2.2.1a y reducida en la ecuación 2.2.2.b

ηH ef

H , R

HHFF

EREE

tiónpostcombusCHPnoCHPtiónpostcombusCHPnoCC

−−

+−+

=

Ecuación [2.2.1.a]

ηH ef

.

R

VQ

genEREE

−=

Ecuación [2.2.1.b]

Donde:

E.gen [MWh]: Es la energía eléctrica generada por medios de cogeneración.

Q [MWh]: Es la cantidad de calor aportado por el combustible total utilizado, tanto con el sistema de cogeneración [Fcc], como el utilizado por medios de postcombustión o calderas convencionales [Fno.CHP]. Así pues Q=Fcc+ Fno.CHP.

V [MWh] : Es el calor útil recuperado para 6utilizar directamente en el proceso, así pues, será el calor útil recuperado tanto por medios del sistema de combustión como el recuperado por otros medios o postcombustión.

= ..–.,

= 0,695

La planta posee un REE de 0,695, superior al REEmin correspondiente a 0,59 , en las condiciones actuales de funcionamiento.


Página 170

2.2.2-. Evaluación energética REE con la nueva implantación.

MWh MWh/año Nm3/h

tn/h

vapor

1 ENERGIA ELECTRICA GENERADA

TG1 [E.gen1] 5,47 45.800

TG2 [E.gen2] 7,73 64.648

TV [E.gen3] 0,711 5.952 E.gen 13,92 116.400

2 CONSUMO TERMICO GAS NATURAL

TG1 [ FCC1] 17,63 147.385 1579,33 TG2 [ FCC2] 22,96 191.942 2056,79

caldera GV5 [F no.CHP] 1,89 15.790 169,20

FCC+ F no.CHP= [Q] 42,48 355.117 3805,33

3 ENERGIA TERMICA RECUPERADA

GV5 correspondiente gases TG1

9,96 83.305

11,79

GV5 corespondiente al quemador/es

1,89 15.790 169,20 2,23

GV6 correspondientes gases TG 2

13,27 110.900

15,69

* VAPOR A TV -12,74 -106.535 -15,08 VAPOR DE TV 11,95 99.878 15,08 VAPOR A desgasificador 0,00 0 0,00 Retorno de condensados -0,22 -1.849 -2,21 Agua nueva aporte -0,52 -4.348 -29,72 HCHP+Hno.CHP = [V] 22,70 189.758

ηH efR

0,9


Página 171

Cálculo de REE con la nueva instalación.

-. De acuerdo a lo indicado en esta Guía, el REE mide la eficiencia de conversión de la energía primaria, disponible en el consumo de gas natural, en energía eléctrica, descontando de la energía primaria , la energía suministrada para recuperación de calor por el proceso (energía del vapor generado), calculada como combustible evitado en la generación térmica.

-. El valor de REE se calcula mediante la siguiente expresiones:2.2.2a y reducida en la ecuación 2.2.2b

ηH ef

H , R

HHFF

EREE

tiónpostcombusCHPnoCHPtiónpostcombusCHPnoCC

−−

+−+

=

Ecuación [2.2.2 a]

ηH ef

.

R

VQ

genEREE

−=

Ecuación [2.2.2.b]

Donde:

E.gen [MWh]: Es la energía eléctrica generada por medios de cogeneración.

Q [MWh]: Es la cantidad de calor aportado por el combustible total utilizado, tanto con el sistema de Cogeneración [Fcc], como el utilizado por medios de postcombustión o calderas convencionales [Fno.CHP]. Así pues Q= Fcc+ Fno.CHP

V [MWh] : Es el calor útil recuperado para utilizar directamente en el proceso, así pues, será

el calor útil recuperado tanto por medios del sistema de combustión como el recuperado por otros medios o postcombustión.

= ..–.,

= 0,806

La planta dispondría de un REE de 0,806, superior al REEmin, correspondiente a 0,59 para nuestra instalación, de forma que la empresa Tarraco Químic, facturará la energía eléctrica conforme al régimen especial y tendrá complemento por eficiencia en el caso que la directiva pueda ser de aplicación.

2.3-. Sistema de medida de energía eléctrica y térmica.

A continuación se indicarán los equipos de medida instalados o que se van a instalar en la planta de cogeneración, de acuerdo a los cuales se obtendrán los datos para calcular el REE según RD 661/2007 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, y la Eficiencia según el RD 616/2007, sobre el fomento de la cogeneración.


Página 172

La situación de los equipos a instalar se puede observar en el, plano Nº 003 diagrama de proceso y son los siguientes:

TAG

(designación interna de factoría)

LECTURA UNIDAD CARACTERÍSTICAS

FIQR 0011 Gas natural consumido por las turbinas turbogeneradores TG-1 + TG-2.

Nm3/h, kWht(PCI)

tipo turbina, con corrector PTZ, totalizador integrado, ELSTER.

FIR 0011.1 Gas natural consumido turbogenerador TG1.

Nm3/h, kWh(PCI)

Tipo placa orificio y Pt-100 , totalizador en PLC de planta.

FIR 0011.2 Gas natural consumido turbogenerador TG2.

Nm3/h, kWh(PCI)


FIQR 0012 Gas natural consumido por los quemadores de la caldera GV-5.

Nm3/h, kWh(PCI)

tipo turbina, con corrector PTZ, totalizador integrado, ELSTER.

FIQR 0012.1 Gas natural consumido por los quemadores de la caldera GV-5.

Nm3/h, kWh(PCI)


FICR 0021 Energía recuperada en forma vapor AP en la caldera GV-5.

Tn/h ,∆T, kWh(PCI)


FIQRS 0022 Energía recuperada en forma vapor en la caldera GV-6.



FICR 0023 Energía en forma vapor enviada a la turbina de vapor.



FICR 0024 Energía en forma vapor enviada desde la turbina de vapor al colector de vapor de 5 bar.



FIQ 0031 Energía en forma agua retorno de condensados de fábrica a 80º.



FIQ 0032 Energía en forma agua nueva de aportación a 15º



FIQR 0025 Energía en forma vapor enviada al desgasificador desde elcolector de vapor de 5 bar.



PMG1 Energía eléctrica generada por las turbinas TG-1.

Kwh tipo electrónico activa-reactiva tipo electrónico activa-reactiva totalizador Landys & Gyr

PMEG2 Energía eléctrica generada por las turbinas TG-2 .

Kwh tipo electrónico activa-reactiva tipo electrónico activa-reactiva totalizador Landys & Gyr.

PMEG3 Energía eléctrica generada por las turbinas TV.


PMETA Energía eléctrica generada cogeneración trasvasada al sistema


PME 001 energía eléctrica consumida servicios auxiliares.


Página 173

Las aclaraciones respecto a los contadores se indican a continuación:

• El gas natural consumido por las turbinas TG-1 y TG-2 (en ERM de alta presión existente) FIQR 0011, convertido dicho consumo en energía mediante la siguiente expresión.

í = !" ∗ #$%"&'() !*∗ [,()]['()] ∗

[,./][,()]

• El gas natural consumido por los quemadores de la GV-5 (en ERM de baja presión existente)FIQR 0012, convertido dicho consumo en energía mediante la siguiente expresión.

í = !" ∗ #$%"&'() !*∗ [,()]['()] ∗

[,./][,()]

• La energía recuperada en las calderas se mide en la línea de 30 bar, mediante los contadoresde caudalFICR 0021, para el caudal de vapor de salida de la caldera nº5 y el FIQRS 0022., para el caudal de salida de vapor de la caldera nº6. (ambos existentes); convertido dichas producciones de vapor en energía mediante la siguiente expresión.

í = $01)2345. #&6/ * ∗ /2345#&,76* ∗[,./][,7]

• La energía en forma de calor transformada en energía eléctrica y que no computa a nivel de vapor recuperado se va a calcular restando la energía medida por los contadores de caudal de entrada FIQR 0023 y salida de la turbina de vapor FIQR 0024. (ambos existentes).

í = 89!234:&6/ * ∗ /2345#&,76*; − 9!23440<&6/ * ∗ /234=#&,76*;>[,./][,7]

• El contador de retorno de condensados FIQ 0031 que mide el caudal, se utilizará para calcular la energía del retorno de condensados aplicando una temperatura fija de 80 ºC, convertido dichos caudal de retorno de condensado en energía mediante la siguiente expresión.

í = !. (41&6/ * ∗ /(41&,76* ∗[,./][,7]

• El contador de agua de aporte nueva FIQ 0032 que mide el caudal, se utilizará para calcular la energía del agua de aporte el circuito aplicando una temperatura fija de 15 ºC.convertido dichos caudal de agua de aporte al sistema en energía mediante la siguiente expresión.

í = !. (41&6/ * ∗ /5034<&,76* ∗[,./][,7]

Página 174

• La energía aportada al desgasificador térmico se va a medir con el contador FIQR 0025. Debido a que no se precisa desgasificar el agua, este contador habitualmente No marcará ningún caudal. El sistema para eliminar el oxígeno en esta planta es filtros desoxigenadores de membrana (purita-deox). De esta forma no se consume vapor prácticamente en el desgasificador (sólo cuando este sistema desoxigenador está averiado) .

í = !. 23. <!:(4&6/ * ∗ /234=#&,76* ∗[,./][,7]

Donde:

PCIBCD&EFGHIJK* : …………..…Poder calorífico inferior del gas natural = 9600 Kcal/m3

/2345#&,76* : ………..….Entalpía vapor de A.P (30bar; 325ºC) = 3043 MJ/ Tn

/234=#&,76* : ………..…Entalpía vapor de B.P (5bar; 220ºC) = 2852 MJ/ Tn

/(41&,76*: …………….… Entalpía condensado ( 80ºC) = 334,9 MJ/ Tn

/5034<&,76*……….…Entalpía agua de aporte de alimentación ( 15ºC) = 63 MJ/ Tn.

!234: : ………..…Caudal de vapor de A.P entrada turbina en Tn/h.

!23440<:………....Caudal de vapor de B.P salida turbina vapor Tn/h.

!. (41 :……………...Caudal de retorno de condensado Tn/h.!.23. <!:(4:………Caudal vapor de B.P a desgasificador térmico Tn/h.


Página 175

2.4-. Cálculo de ahorro energía primaria y eficiencia global.

2.4.1-. Obtención de rendimientos mínimos, umbrales y de referencia.

El valor de Ref Eη se obtiene a partir del Anexo I de la DECISIÓN DE LA COMISIÓN de 21 de diciembre de 2006 (52,2% para gas natural), y corregido por el nivel de tensión de interconexión.

En este caso el factor de corrección a aplicar es de 0,945 por lo que el valor final es de 49,6%.

No es necesario realizar corrección por temperatura al poseer la ubicación de la planta un valor medio anual de 15 °C.

Por otra parte el valor de Ref Hη se obtiene del Anexo II de la citada Decisión, resultando un valor para el gas natural del 90%.

El REE requerido por el RD 661/2007 es del 59%, mientras que el rendimiento global umbral propuesto por el Anexo II del RD 616/2007 es del 80%.

En la tabla siguiente se resumen los valores obtenidos en este punto del RD:

Rendimiento Valor

Ref Eη 49,6%

Ref Hη 90%

REEminimo 59%

η0 80%

Según el Real Decreto 616/2007, correspondiente al fomento de la cogeneración, se calcula el PES, (porcentual de energía primaria) de acuerdo con el ANEXO III del RD 616, y según la guía del IDAE de fecha abril 2008 (apart. 6.1). El rendimiento de la cogeneración o eficiencia global de la instalación, se calcula de acuerdo con el artículo 2, apartado h , del RD 616 y según la guía del IDAE de fecha abril 2008 (apart. 6.2).


Página 176

2.4.2-. Cálculo del ahorro de energía primaria en condiciones actuales.

CÁLCULO DEL AHORRO DE ENERGIA PRIMARIA Y EFICIENCIA GLOBAL SEGUN EL RD 616/2007 Y DEL RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE

SEGÚN EL RD 661/2007.

Datos de partida.

Definición Símbolo Unidad Valor

Horas de funcionamiento anual h/año 8360

Potencia eléctrica generada Pe.gen kWh 11.078

Consumo de vapor de 30 bar Tn/h 15,00 Incremento de entalpia del vapor 30 bar 325ºC

MJ/Tn 3043

Consumo vapor a 5 bar Tn/h 15,00 Incremento de entalpía del vapor 5 bar a 205ºC

MJ/Tn 2852

Consumo anual de vapor Vt Tn/año 247.380 Vapor generado por cogeneración V.hcp Tn/año 190.239 Vapor generado por post-comb V.pc Tn/año 57.141

Datos de cálculo.


Energía eléctrica generada anualmente [E.gen]

Ee.gen MWh/Año

92.616

Energía térmica util, recuperada anualmente [H] para proceso.

[H] MWh/año

188.925

Energía anual consumida por las turbinas de gas[Fcc].

[Fcc] MWh/año 294.770

Energía anual consumida post combustión [F.no-HCP.post].

[F.no-HCP.post] MWh/año 48.300

Energía consumida total por cogeneración y post combustión[Q]

Eg.cons total [Q]

MWh/año 343.070

Página 177

-. Así pues con los datos de cálculo anteriores determinaremos las eficiencia térmica y eléctrica de la producción mediante las siguientes expresiones.

Se realiza el cálculo de la electricidad de cogeneración (CHP Eη) y del calor de la cogeneración (CHP Hn), ya que estas magnitudes es la base cuantitativa de las garantías de origen. La metodología seguida es la indicada en el Anexo II de la Directiva 2004/8/CE.

• En primer lugar se obtiene el rendimiento global de la planta (η), comparando dicho rendimiento con el umbral (η0) establecido en la Directiva.

• Si en rendimiento global es superior o igual a η0 la electricidad generada por la cogeneración se considera como la electricidad de cogeneración.

• Eficiencia térmica de la producción (CHP H η). La eficiencia térmica de la producción (CHP Hη),es la relación entre la energía térmica recuperada y útil para el proceso , mediante la utilización de la tecnología de cogeneración [HCHP] anualmente y la energía en gas natural consumida anualmente en las cogeneraciones [Fcc] . N4$N#,#4"<(4!O0 = P4$N#34"<(4!O∗QRNS

N$N# = N−N4$N#.34"<(4!O

N$N# = . − (. ∗ , ) ……………..N$N# = . ,.//año

Valor del combustible asociado a calor útil)

La eficiencia térmica de la producción asociada al calor CHP Hη

$N#NS = N− (P4$N#,34"<(4!O0 ∗ , )P(([W./]

$N#NS = .[,.//ñ4]Y(.∗,)[,.//ñ4].[,.//ñ4]

= …………………CHP Hη = 0,493 Z[\Z[\

• Eficiencia eléctrica de la producción (CHP E S) sistema actual. Es la relación entre la energía eléctrica generada [Ee.gen] mediante la utilización de la tecnología de cogeneración anualmente y la energía en gas natural consumida anualmente por dicha aplicación [Fcc].

$N#S = .[,.//ñ4][P((][W.//ñ4]

$N#S = .[,./]]^_.`a`[,./] ………………………CHP Eb = 0,314

W.W./


Página 178

• Cálculo del ahorro de energía primaria (PES) sistema actual.

De acuerdo al Anexo III de la Directiva Europea [3], una planta de cogeneración que posea un PES ≥ 10% se considerará de alta eficiencia. Por otra parte dicha Directiva define el concepto de electricidad de cogeneración (ECHP) como aquella generada en un proceso relacionado con la producción de calor útil y calculada de acuerdo al Anexo II de la citada Directiva. Siguiendo el razonamiento que realiza la Directiva, en cogeneraciones de alta eficiencia la ECHP es la cantidad de electricidad de cogeneración de alta eficiencia.

De este modo utilizando la fórmula del ahorro porcentual de energía primaria (PES):

%93,15100

49,6%

%4,31

90%

%3,491

1100

E Ref

H Ref

1

1 =⋅

++−=⋅

+−=

η

η

η

η ECHPHCHPPES

La planta logra el PES requerido por la Directiva 2004/8/CE superior al 10%

• Eficiencia global de la planta de cogeneración sistema actual.

P)4O)[S] = ($N#N + $N#) ∗ P)4O) = (, + , ) ∗

EF.global = 80,7% > 80% rendimiento umbral

Tabla de resultados generales eficiencias condiciones actuales


Eficiencia térmica de la producción CHP Hn MWh/MWh 0,493 Eficiencia eléctrica de la producción CHP En MWh/MWh 0,314 Valor de referencia para producción Separada de calor Ref.Hn MWh/MWh 0,9 Valor de referencia para producción separada de electricidad Ref.En MWh/MWh 0,496 Porcentaje de ahorro de energía primaria PES % 15,93

Eficiencia global del sistema de cogeneración

EF.global [S] % 80,7

Rendimiento eléctrico equivalente REE % 69,5


Página 179

2.4.3-. Cálculo del ahorro de energía primaria con la modificación.

CÁLCULO DEL AHORRO DE ENERGIA PRIMARIA Y EFICIENCIA GLOBAL SEGUN EL RD 616/2007 Y DEL RENDIMIENTO ELÉCTRICO EQUIVALENTE

SEGÚN EL RD 661/2007

Datos de partida


Horas de funcionamiento anual h/año 8.360

Potencia eléctrica generada Pe.gen kWe/h 13.923

Consumo de vapor de 30 bar Tn/h 15,00 Incremento de entalpia del vapor 30 bar a 325ºC

MJ/Tn 3043

Consumo vapor a 5 bar Tn/h 15,00 Incremento de entalpía del vapor 5 bar a 210ºC

MJ/Tn 2852

Consumo anual de vapor Vt Tn/año 248.433

Vapor generado por cogeneración Vpc Tn/año 229.752

Vapor generado por post-comb Vpc Tn/año 18.680

Datos de cálculo


Energía eléctrica generada anualmente [E.gen]

Ee.gen MWh/Año

116.400

Energía térmica util, recuperada anualmente [H] para proceso

[H] MWh/año

189.758

Energía anual consumida por las turbinas de gas[Fcc]

[Fcc] MWh/año 339.327

Energía anual consumida post combustión [F.no-HCP.post]

[F.no-HCP.post] MWh/año 15.790

Energía consumida total por cogeneración y post combustión [Q]

Eg.cons total [Q]

MWh/año 355.117

Página 180

Así pues con los datos de cálculo anteriores determinaremos las eficiencia térmica y eléctrica de la producción mediante las siguientes expresiones.

Se realiza el cálculo de la electricidad de cogeneración (CHP Eη) y del calor de la cogeneración (CHP Hn), ya que estas magnitudes es la base cuantitativa de las garantías de origen. La metodología seguida es la indicada en el Anexo II de la Directiva 2004/8/CE:

• En primer lugar se obtiene el rendimiento global de la planta (η), comparando dicho rendimiento con el umbral (η0) establecido en la Directiva

• Si en rendimiento global es superior o igual a η0, la electricidad generada por la cogeneración se considera como la electricidad de cogeneración

• Eficiencia térmica de la producción (CHP H η) con la modificación.

La eficiencia térmica de la producción (CHP Hη),es la relación entre la energía térmica recuperada y útil para el proceso, mediante la utilización de la tecnología de cogeneración [HCHP] anualmente y la energía en gas natural consumida anualmente en las cogeneraciones [Fcc]

N4$N#,#4"<(4!O0 = P4$N#34"<(4!O∗QRNS

N$N# = N−N4$N#.34"<(4!O

N$N# = . − (. ∗ , ) ……………..N$N# = . , ,.

Valor del combustible asociado a calor útil)

La eficiencia térmica de la producción CHP Hη

$N#NS = N[W.//ñ4] − (P4$N#,34"<(4!O0 ∗ , )[W.//ñ4]P(([W.//ñ4]

$N#NS = .[W.//ñ4]Y(de.`^a∗,)[W.//ñ4].[W.//ñ4] = …………………CHP Hη = 0,517

f[\f[\


Página 181

• Eficiencia eléctrica de la producción (CHP E S) con la modificación. Es la relación entre la energía eléctrica generada [Ee.gen] mediante la utilización de la tecnología de cogeneración anualmente y la energía en gas natural consumida anualmente por dicha aplicación[Fcc].

$N#S = .[,.//ñ4][P((][W.//ñ4]

$N#S = .[,.//ñ4].[,.//ñ4] ………………………CHP Eb = 0,344

W./W./

• Cálculo del ahorro de energía primaria (PES) con la modificación

De acuerdo al Anexo III de la Directiva Europea [3], una planta de cogeneración que posea un PES ≥ 10% se considerará de alta eficiencia. Por otra parte dicha Directiva define el concepto de electricidad de cogeneración (ECHP) como aquella generada en un proceso relacionado con la producción de calor útil y calculada de acuerdo al Anexo II de la citada Directiva. Siguiendo el razonamiento que realiza la Directiva, en cogeneraciones de alta eficiencia la ECHP es la cantidad de electricidad de cogeneración de alta eficiencia.

De este modo utilizando la fórmula del ahorro porcentual de energía primaria (PES):

%56,21100

49,6%

%4,34

90%

%7,511

1100

E Ref

H Ref

1

1 =⋅

+−=⋅

+−=

η

η

η

η ECHPHCHPPES

• Eficiencia global de la planta de cogeneración con la modificación.

P)4O)[S] = g$N#NS + $N#Sh ∗ P)4O) = (, + , ) ∗

EF.global = 86 % > 80% rendimiento umbral

La planta logra el PES y un rendimiento global requeridos por la Directiva 2004/8/CE para ser considerada de alta eficiencia, por lo que tiene derecho a percibir garantías de origen por una cuantía de ECHP.


Página 182

Tabla de resultados generales sistema proyectado.


Eficiencia térmica de la producción CHP Hn MWh/MWh 0,517 Eficiencia eléctrica de la producción CHP En MWh/MWh 0,344 Valor de referencia para producción Separada de calor

Ref.Hn MWh/MWh 0,9

Valor de referencia para producción separada de electricidad

Ref.En MWh/MWh 0,496

Porcentaje de ahorro de energía primaria

PES % 21,56


EF.global [S]

% 86

Rendimiento eléctrico equivalente REE % 73,4

La planta posee un REE superior al REEmin, correspondiente a 0,59 para nuestra instalación, así como una eficiencia global del 86% superior a la de referencia de forma que la empresa Tárraco Químic, facturará la energía eléctrica conforme al régimen especial y tendrá complemento por eficiencia si las disposiciones legislativas cambiaran respecto a la anulación actual vigente.


Página 183

2.5-. Comparación de la situación actual y la modificación.

Tabla de resultados generales situación actual VS proyectada.

Definición Símbolo Unidad Valor con Sistema actual.

Valor con Sistema

modificado. Eficiencia térmica de la producción CHP Hn MWh/MWh 0,49 0,517 Eficiencia eléctrica de la producción CHP En MWh/MWh 0,31 0,344 Valor de referencia para producción Separada de calor Ref.Hn

MWh/MWh 0,9 0,9

Valor de referencia para producción separada de electricidad Ref.En

MWh/MWh 0,496 0,496

Porcentaje de ahorro de energía primaria

PES % 15,93 21,56


EF.global

[S] % 80,7 86

Rendimiento eléctrico equivalente REE % 69,6 80,6

Se pude observar como los valores obtenidos con la modificación son superiores, siendo su aplicación más eficiente, además de el tener una eficiencia global y PES del sistema superior al 80% y 10% respectivamente.

Una vez conocidas las prestaciones de la instalación, se ha comprobado que cumple el marco legal y, por tanto, pueda ser operativa. Para verificar su legalidad nos amparamos en el anteriormente citado RD 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Dicho régimen introduce, por primera vez, una retribución de la energía generada por la cogeneración, basada en los servicios prestados al sistema, tanto por su condición de generación distribuida como por su mayor eficiencia energética. Esta retribución es función directa del ahorro de energía primaria que exceda del que corresponde al cumplimiento de los requisitos mínimos, que como hemos determinado es superior con la nueva implantación del sistema.


Página 184

3-. Estudio Técnico Económico.

3.1-. Datos de partida.

Las bases de partida que se han utilizado para calcular la viabilidad económica del proyecto han sido las siguientes:

3.1.1-. Energía térmica recuperada.

En base a las características de la factoría, se ha considerado como energía térmica recuperada toda aquella que la fábrica requiere para su buen funcionamiento; así pues se utiliza la misma base que para el cálculo de REE.

3.1.2. Energía eléctrica.

Para la energía eléctrica se ha considerado que los equipos venderán toda la energía eléctrica neta generada a la red eléctrica. Esta energía eléctrica neta se ha obtenido considerando descontando el autoconsumo de la planta de cogeneración propia .

3.1.3. Consumo de gas.

Para evaluar el consumo de gas se ha tenido en cuenta el valor máximo definido por el fabricante durante todas las horas del año en que el equipo estará en funcionamiento.

3.1.4-. Gas evitado.

Del mismo modo que las turbinas de la cogeneración consumirán una determinada cantidad de gas, el vapor generado con las calderas de recuperación más el quemador de postcombustión supondrá un ahorro de gas que las calderas convencionales estarían quemando. Este gas evitado también se valorará al mismo coste que el consumo de las calderas convencionales o que las turbinas.

3.1.5-. Precios y complementos considerados

3.1.5.1-. Complementos considerados.

Complemento Eficiencia. Las instalaciones del régimen especial, a las que les sea exigible el cumplimiento del Rendimiento Eléctrico Equivalente, percibirán un complemento por eficiencia, basado en un ahorro de energía primaria incremental, cuya cuantía será determinada de la siguiente forma, según el RD661/2007: Complemento por eficiencia = 1,1 x (1/REEmínimo-1/REEi) x Cmp Donde:

REE.mínimo:……Rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido. REEi:…………….Rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la instalación, en

el año considerado. Cmp:…………….Coste unitario de la materia prima del gas natural: 0,030 €/kWh, Según la directiva actual, no se considerará complemento por energía reactiva.


Página 185

Ante la directiva reciente Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de pre-asignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración.

3.1.5.2-. Precios considerados

Los precios utilizados son los indicados en la tabla del cálculo realizada. • La electricidad de venta SIN prima se ha calculado considerando una potencia 13. 923 kW, un REE del 69 %, valor medio obtenido el año 2013.

• El precio del gas de compra se ha utilizado el coste medio en Tárraco Químic del año 2013, que es de 0,030 €/kWh de PCS, se calcula el precio del kW de PCI dividiendo por 0,9 (Item 6.2 de la tabla 3.2.a).

• El precio del mantenimiento de la turbina se ha considerado el precio por kW, en que se incluye el mantenimiento anual y el overhall (Item 7 de la tabla 3.2.a).

• La electricidad de compra-venta se ha utilizado el coste medio en Tárraco Químic del año 2013, que es de 0,051 €/kWh.

3.2-. Viabilidad económica.

La viabilidad económica del proyecto se ha valorado considerando el período de retorno simple sin entrar en más consideraciones económicas. Para evaluar correctamente la rentabilidad del proyecto, no debemos ceñirnos a unbalance de ingresos y gastos convencionales, sino que tenemos que tener en cuenta el gasto en energía primaria actual que evitaríamos con la instalación de una planta de cogeneración. Por ello, se contabiliza dicho ahorro como si fuera un ingreso adicional al de laventa de energía, a la hora de calcular los flujos de caja anuales del proyecto.

• Básicamente se calculan los ingresos adicionales respecto a la situación de referencia en lo que se refiere a la sustitución de las turbinas, en que se sustituye una Tornado por una T-70, con las siguientes diferencias entre una y otra. Referéncia

Equipo antigüo Nueva TG-2

Tornado T-70 Diferéncia

Energía generada en emplazamiento.

kWh 5.100 7.655 2.630

Consumo gas. kW PCI 17.630 22.960 5.330 Rendimiento % 28,92 33,68 4,77 Caudal de gases. Kg/s 21,5 27 5,5 Temperatura gases salida turbina.

ºC 472 514 41

Producción vapor 30 bar 325ºC en C-6

Kg/h 10.970 15.693 4.724


Página 186

Estas diferencias entre el equipo Tornado actual, y la nueva turbina T-70 proyectada afectan a los siguientes conceptos:

• Incremento de la energía generada por el generador. • Decremento del consumo específico de gas natural al tener la nueva turbina mejor

rendimiento. • Incremento de la producción de vapor de A.P en salida de la caldera/Recuperador C-6 • Para la la turbina de vapor se ha determinado para una producción media de 15 tn/h

(consumo habitual de la factoría) una valoración de la potencia desarrollada actualmente respecto a la que se obtendrá con la nueva turbina de vapor a sustituir.

Referéncia

Equipo antiguo

Referéncia

Equipo nuevo

TV kkk antigua TV KKK nueva. Diferéncia.

Flujo de entrada vapor.

Tn/h 15 15 0

Temperatura vapor entrada.

ºC 325 325 0

Energía generada en emplazamiento.

kWh 500 711 211

Estas diferencias entre el equipo Turbina de vapor actual KKK y la nueva turbina KKK proyectada afectan a los siguientes conceptos:

• Incremento de la energía generada por el generador para el mismo consumo de vapor al tener el nuevo equipo un mejor rendimiento eléctrico y tener unas pérdidas en el laberinto interno insignificantes

Así pues en base a un ahorro anual, aplicando los precios del apartado anterior se determinan los siguientes parámetros que se indican en la tabla siguiente y que se comentan ordenados por ítems.


Página 187

Item Datos definidos Unidad Cantidad 1 Horas de trabajo anuales funcionando h/año 8.360

2 Electricidad generada total por las cogeneraciones y TV kWh/año

116.400.000

2.1 Electricidad de más generada con nueva TG2 T-70

kWh/año 21.986.800

2.2 Electricidad de mas generada con la nueva turbina vapor TV.

kWh/año 1.755.600

2.3 Electricidad de mas generada con s nueva turbinas proyectadas TG2+TV

kWh/año 23.742.400

3 Consumo específico kWgas/kg vapor Para vapor a 30 bar y 325º)

kW/kg 0,711

Costes unitarios 4 Venta de electricidad con prima. €/kWh 0

5.1 Venta de electricidad sin prima pero con complementos.

€/kWh 0

5.2 Venta de electricidad sin prima y sin complementos.

€/kWh 0,051

6.1 Compra de gas precio . €/kWh 0,030

6.2 Compra de gas precio PCI €/kWh 0,033 7 Mantenimiento turbina. €/kWh 0,006

Resultados anuales

Ingresos

8.1 Diferencia venta electricidad c/s prima de la venta de la electricidad de más generada.

€/año 0

9.1 Venta electricidad de más generada sin prima pero con complementos.

€/año 0

9.2 Diferencia venta electricidad de más generada sin prima ni complementos.

€/año 1.210.862

10 Ahorro consumo gas en calderas C-6 por mas producción de vapor.

€/año 935.921

A Total ingresos

A =9.2+10 €/año 2.146.782

Gastos 11 Más gas por el diferencial consumido con

la nueva turbina de gas TG2. €/año 1.485.293

12 Incremento de más mantenimiento por el incremento de potencia de las nuevas TG2 y TV.

€/año 142.454

B.1 Total gastos

B.1=11+12 €/año 1.627.748


Página 188

item Datos definidos Unidad Cantidad

13 AHORRO TOTAL

Item13 = A - B €/año 519.034

14 INVERSION € 4.467.680

15 PBT Años 8,6

Tabla [3.2.a] : Tabla resumen de la viabilidad estimada . Se puede extraer que del balance económico mostrado el retorno simple es de 8,6 años, tiempo que se considera aceptable considerando la actual situación en este tipo de instalaciones.


Página 189

Comentarios de los ítems considerados en el balance económico anterior.

• (Item 1): Se indica las horas de funcionamiento de la planta, estas horas de funcionamiento son las mismas consideradas en todo el cálculo.

• (Item 2): Se indica la energía eléctrica generada con las 2 turbina de gas + la turbina de vapor, en base anual con la nueva configuración.

Item.2 = (7730+5470+711) *8360 = 116.400.000 kWh /año

• (Item 2.1): Electricidad de más generada con nueva TG2 T-70, en base anual, debido a la mayor producción de electricidad que esta nueva turbina generará respecto a la anterior.

Item.2.1 = (7730-5100)[kWh] *8360 [h/año] = 21.986.800 kWh /año

• (Item 2.2): Electricidad de más generada con nueva TV KKK, en base anual, debido a la mayor producción de electricidad que esta nueva turbina generará respecto a la anterior en base a la misma capacidad y característas de vapor de entrada /salida.

Item.2.2 = (711-500) [kWhe] *8360 [h/año] = 1.755.600 kWh/año

• (Item 2.3): Electricidad de más generada con nueva TV KKK, y nueva turbina TG2 T-70, en base anual,

Item.2.3 = (Item 2.1 + ítem 2.2) = 23.742.400 kWh/año

• (Item 3): Es el consumo específico del kW térmico de gas (PCI) para generar 1 kg de vapor con una diferencia de entalpía entre el vapor sobrecalentado generado a 30 barg (325ºC) y la del agua de alimentación a caldera de 60 ºC .

• (Item 4): Precio de la electricidad de venta con prima (situación actual 0 € ).

• (Item 5.1): Precio de la electricidad de venta sin prima, pero con complementos de

energía reactiva, y REE.(situación actual 0 € ) • (Item 5.2): Precio de la electricidad de compra/venta sin prima, ni complementos a

aplicar.

• (Item 6.1): Precio del combustible gas natural.

• (Item 6.2): Precio del combustible gas natural en base PCI.

Item.6.2 = (Item 6.1) / 0,9 = 0,033 € /kW • (Item 7): Precio del mantenimiento de las turbinas en base a su producción de energía

eléctrica.


Página 190

Ingresos:

• (Item 8.2) : Se indica el ingreso por la diferencia de venta de electricidad y sin prima, considerando la energía eléctrica generada de más respecto a la actual, con la aplicación de las nuevas turbinas proyectadas en base anual. (Situación actual queda exhaurida las retribuciones por complementos retribuidos).

• (Item 9.2): Se indica el ingreso por la diferencia de venta de electricidad , considerando la energía eléctrica generada de más respecto a la actual, con la aplicación de las nuevas turbinas proyectadas en base anual

Item 9.2= ( Item 2.3 )* ( Item 5.2)

Item 9.2= (23.742.400)[kWh] * 0,05[€/KWh] = 1.210.862 €/año

• (Item 10): En este ítem se indica el ahorro en la producción de vapor ya que la turbina T-70 produce más vapor que la Tornado, el precio que se aplica es el de gas PCS con el consumo específico del item 3.

Item10 = 4.724[kg/h] * 0,033[€/kWh] * 0,711[KW.gas/Kg.vap] * 8630[h] = 935.919 €/año

• De los ítems expuestos hasta ahora podemos realizar el balance de ingresos que la empresa llevaría a cabo con la nueva instalación,

Balance de ingresos:

1) Ahorro económico que aportará la nueva instalación por el incremento de energía generada con la nueva instalación,

Item A=Ahorro=( Item 9.2 + Item 10)

Ahorro = 1.210.862 [€/año] + 935.919[€/año] = 2.146.782€/año

Gastos:

• (Item 11): Es el gasto de gas natural adicional, ya que la turbina gas natural proyectada T-70 consume más gas que la actual Tornado.

Item 11= 5.330 [kW h PCI] * 0,033 [€/KW] *8.630[h/año] = 1.485.293€/año

• (Item 12):Es el gasto de incremento por el mantenimiento de la turbina gas T-70, y la nueva turbina de vapor ,ya que se genera mas electricidad hay mas mantenimiento ( se aplica por kWh generado de más respecto a la actual generación).

Item 12= Item 2.3 * Item 7=23.742.400 [ kWhe /año] * 0,006[€/KWhe]=142.454 €/año

Balance de gastos:

1) Gasto económico general que aportará el funcionamiento de la nueva instalación, respecto a la actual, contemplada en el ítem A.1.

Item B= ( Item 11 + Item 12)

Gastos = 1.485.293[€/año]+ 142.454[€/año] =1.627.748 €/año


Página 191

Balance ingresos-gastos funcionamiento:

• (Item 13): Es la diferencia entre los ingresos y los gastos en base anual . (Item 13) = (ítem A) - (ítem B) = 1.548.144 €/año

(Item 13) = 2.146.782- 1.627.748 = 519.034 €/año

Inversión:

• (Item 14) :Es la inversión que se ha considerado base a presupuestos establecidos. Item 14 = 4.467.680 €

Periodo de retorno simple:

• (Item 15) : Es el PBT, es el “pay back time” o periodo simple de retorno.

Este valor nos indicará el tiempo en que la instalación esta amortizada y a partir de cual dicha instalación nos reportará beneficios respecto al capital invertido

PBT= Inversión [€] / Ahorro anual [€/año]

A continuación se muestra mediante la siguiente grafica la evolución del ahorro anual con la instalación de la turbina de gas y de vapor proyectadas, donde tal y como hemos descrito anteriormente, a partir de 8,6 años, la instalación estará amortizada.

•

Gráfica 3.2.a : Ahorro económico de la nueva instalación.

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

8000000

0 5 10 15

Ah

orr

o e

con

om

ico

[€

]

Años

Ahorro economico con la nueva cogeneracion en funcion

del tiempo

Series1

Series2


Página 192

3.2.1-. Conclusión.

Así pues se puede observar que la viabilidad de la inversión en las adversas condiciones actuales legislativas y económicas, es viable en nuestro caso básicamente por dos factores

• Debido al aumento de capacidad térmica requerida por el complejo (factor decisivo y de mayor peso económico).

• Aumento de eficiencia en el sistema general tanto eléctrico como térmico.

Consideraciones adicionales:

Como hemos expresado anteriormente, la viabilidad económica de éste estudio a “favorable”, se ha fundamentado en el aumento de demanda térmica que tiene la factoría desde el año 2.013 debido a unas modificaciones en el proceso productivo que han implicado dicho aumento de demanda y que se prevé que sea similar en los siguientes años. -. Adicionalmente a la viabilidad moderada de la inversión, esta inversión esta sujeta de forma indirecta a la fiabilidad de la instalación.


Página 193

4-. Datos técnicos de los equipos a instalar.

4.1-. Sistema turbogenerador a gas TG-2 (generador 3).


El sistema cogenerador, está formado por un turbogenerador a gas (TG-2), constituido básicamente por:

4.1.1.1-. Turbina industrial de gas.

Para el funcionamiento con combustible gas, con regulación electrónica de combustible.

•Fabricante SOLAR

•Modelo Taurus 70 (T-10801)

•Funcionamiento continuo

•Diseño Turbina ciclo abierto, un eje, cold end drive

•Compresor 14 etapas, axial

•Cámara de combustión anular con 12 inyectores , sistema SoLoNOx

•Turbina 3 etapas, axial, reacción

•Velocidad turbina 15.143 rpm

•Potencia nominal en el eje 8.302 kW

•Consumo de combustible 23.242 kJ/s

•Peso aproximado 4.200 kg

4.1.1.2-. Sistema de combustión SoLoNOx.

El sistema de combustión SoLoNOx es un sistema de combustión seca para bajas emisiones, con control de NOx sin inyección de agua. El sistema de combustión SoLoNOx se compone básicamente de tres elementos:

1-. •Cámara de combustión anular

2-. • Control del caudal de aire a través de un sistema de geometría variable inyectores con:

•sistema de turbulencia para el aire primario

•inyectores de mezcla pobre

3-. •Inyectores piloto

4.1.1.3-. Acoplamiento.

El acoplamiento conecta el eje de salida de la turbina de gas con el reductor. El acoplamiento dispone de fusibles mecánicos para la protección de la turbina y del reductor de sobrecargas debidas, por ejemplo, a una mala operación de sincronización.

•Tipo Acoplamiento con dentado inclinado

•Fusibles mecánicos tubo cortante

•Peso aprox. 400 kg


Página 194

4.1.1.4-. Reductor.

El reductor epicíclico de dos etapas adapta la velocidad y transmite la potencia mecánica de la turbina de gas al generador eléctrico. Está directamente acoplado a la turbina.

• Velocidad de salida 1 500 rpm • Diseño epicíclico, 2 etapas • Peso aproximado. 3.200 kg

4.1.1.5-. Generador síncrono de media tensión.

• Tipo sin escobillas • Tensión nominal 6,3 kV ± 5% • Potencia nominal : 9.400 kVA • Rendimiento plena carga, cos phi = 0.8 : 97.4 % • Clase de aislamiento : H • Clase incremento temperatura: F • Clase protección IP 21 • Refrigeración auto-ventilado por aire • Peso aproximado.: 19 toneladas

• Sistemas auxiliares internos (sistema de arranque electro-hidráulico, inyección de combustible sistema de lubricación).

• Sistemas auxiliares externos (refrigerador de aceite, filtros aire admisión, sistema aire de refrigeración, sistema detección y extinción de incendios)

• Bancada metálica común y container de protección e insonorización. Cuadros de control, protección y sincronismo.


Página 195

4.1.2-. Datos y rendimientos nominales turbina de gas TG-2 proyectada.

4.1.2.1-. Características técnicas generales.

Marca: Solar Turbines Modelo: TAURUS 70-10801s AXIAL Tipo de combustible: Gas natural


Página 196

4.1.2.2-. Dimensiones.

La turbina de gas (TG-2) adoptada tendrá las siguientes dimensiones y la disposición de escape que se adoptará será de escape de salida de gases axial, favoreciendo de esta forma la aplicación de salida de estos gases hacia la caldera recuperadora de calor (C-6) existente.


Página 197

4.1.2.3-. Prestaciones de la turbina TG2 proyectada.

Extraída de las características técnicas del fabricante al 100% de carga, la nueva turbina de gas TAURUS T70 tiene las siguientes prestaciones, para las siguientes condiciones de emplazamiento, extrapoladas a la grafica siguiente.

Altura sobre el nivel del mar: 20 m.

Perdida en la aspiración: Max 150 mmca.

Perdidas en el escape Max; 200 mmca.

1 2 3 4 5 6 Temperatura de entrada

ºC -5 5 15 25 35 40

Humedad relativa

% 60 60 60 60 60 60

Tipo de carga full Máxima Máxima Máxima Máxima Máxima Máxima

Potencia de salida neta

kW 8531 8122 7650 7055 6399 6042

Flujo de combustible GJ/hr 90,11 86,33 82,24 77,55 72,95 70,69

Tasa de calor kJ/kW-hr 10563 10628 10750 10993 11401 11700 Eficiencia turbina % 34,07 33,867 33,48 32,74 31,57 30,76

Caudal de gases salida Kg/hr 101379 98537 95143 90480 85430 82712

Temperatura gases escape ºC 507 510 514 522 535 543

Gráfica 4.1.2.3(a) : Relación de potencia generada con la nueva turbina Taurus T-70 en función de la temperatura entrada aire.


Página 198

4.2-. Sistema turbogenerador a vapor TV.


El sistema está constituido por un turbogenerador a vapor a contrapresión, cuyas partes principales son la turbina de potencia, con carcasa correspondiente, acoplado mediante reductor a un alternador eléctrico, diseñado para funcionamiento industrial en continuo. El grupo se completa con una serie de sistemas auxiliares, quedando configurado el conjunto como sigue:

•Turbina de vapor a contrapresión.

•Válvula de regulación de entrada combinada con válvula de cierre rápido.

•Sistemas auxiliares internos (sistema de lubricación, con bomba de lubricación mecánica, bomba de pre y post-lubricación, y bomba de emergencia).

•Sistemas auxiliares externos (refrigerador de aceite, separador ciclónico de gotas de agua)

•Reductor relación 11,53:1

•Acoplamiento elástico.

•Alternador eléctrico síncrono trifásico.

•Bancada metálica para turbina, incluyendo depósito de aceite.

•Cuadros de control, protección y sincronismo.

•Válvulas auxiliares de purga y puesta en marcha.

•Sistema de control de vibraciones.

•Aislamiento térmico de la turbina.

•Válvulas de seguridad.

TURBINA TV Marca KKK Modelo AFA4 Velocidad rpm 17.155 Potencia eléctrica ISO kWe 1.360

Caudal de vapor vivo a 30 barg, 325 ºC kg/h 22.000

Entalpía vapor vivo kJ/kg 3.044 Caudal de salida a 5 bar, 181 ºC kg/h 22.000

Peso de la turbina, reductor y bancada kg kg 6.500

ALTERNADOR G -3

Marca LEROY SOMER

Modelo Potencia nominal a 40 ºC 1.700 Tensión generación V 6.000 Frecuencia Hz 50 Velocidad rpm 1.500 Peso kg 7.000


Página 199

4.2.3-. Características y prestaciones nueva turbina vapor KKK.

Para las características impuestas por la empresa “Tarracoa Químic”, la turbina de vapor trabajando en contrapresión muestra la siguiente relación de potencia tal y como mostramos en la gráfica posterior 4.2.3.[a] Presión vapor entrada: 30 bar Temperatura vapor entrada: 325ºC Presión vapor salida : 5 bar

Gráfica 4.2.3.[a]. Curva de características de la nueva turbina de vapor KKK.


Página 200

5-. Cálculos eléctricos red MT.

5.1-. Circuito y valores base de MT. Afectado con la modificación.

5.1.1-. Circuito del sistema.

Esquema 5.1.1.a : Esquema simplificado de la instalación afectada en MT.


Página 201

5.1.2-. Datos de partida de la instalación.

A continuación se muestran los principales datos característicos de la instalación eléctrica afectada, con la modificación, que se puede visualizar en el plano unifilar del apartado 5.1.1.a.

Equipo Parámetr o Símbolo Unidad Valor RED

Potencia cortocircuito Scc MVA 500

Tensión nominal Un kV 25

Transformador red 1

Potencia Str1 MVA 10

Tensión nominal primario Un1 kV 25

Tensión nominal secundario Un2 kV 6,3

Tension de cortocircuito Ucc % 10

Transformador red 2 Potencia Str2 MVA 16 Tensión nominal primario Un1 kV 25 Tensión nominal secundario Un2 kV 6,3 Tension de cortocircuito Ucc % 12

Generador 1 (TV) Potencia Sg1 MVA 1,7 Tensión nominal Ung1 kV 6,3 Reactancia subtransitoria Xg1 % 16 Generador 2 (TG1) Potencia Sg2 MVA 6,87 Tensión nominal Ung2 kV 6,3 Reactancia subtransitoria Xg2 % 18 Generador 3 (TG2) Potencia Sg3 MVA 1,7 Tensión nominal Ung3 kV 6,3 Reactancia subtransitoria Xg3 % 20

Transformador serv.aux (trafo A)

Potencia Str.aux MVA 1,6 Tensión nominal primario Un1 kV 6,3 Tensión nominal secundario Un2 kV 0,4 Tensión de cortocircuito Ucc % 5


Página 202

5.2-.Cálculo de las Corrientes.

5.2.1-. Cálculo de las corrientes en régimen permanente.

Las corrientes en régimen permanente se calcularán mediante la siguiente formula i. jkl = m

√o∗pq Eq. [ 5.2.1.a]

Donde:

I.perm: Intensidad permanente en [ A] S : Potencia aparente en [ kVA ] Vn: Tensión nominal en [kV]

Tramo Inicio Fin S [kVA]

Vn [kV]

I.perm [A]

1 Protec.red 1 TR1 10.000 25 230,90 2 TR1 Embarrado 10.000 6,3 916,42 3 Protec.red 2 TR2 16.000 25 369,50 4 TR2 Embarrado 16.000 6,3 1466,28 5 Gen1 (TV) Embarrado 1.700 6,3 155,79 6 Gen2 (TG1) Embarrado 6.870 6,3 629,58 7 Gen3 (TG2) Embarrado 9.400 6,3 861,40


Página 203

5.2.2-. Intensidades de cortocircuito.

La aportación del generador al cortocircuito se mayora en un 10%. Cuando en un punto puedan haber dos intensidades de cortocircuito debido a la aportación de los generadores por un lado y de la red (u otros generadores) por otro, se tomará la suma de ambas intensidades como intensidad de cortocircuito en ese punto en el caso de que éstas tengan el mismo sentido, y se tomará como intensidad de cortocircuito en ese punto la mayor de las dos, en el caso de que éstas únicamente confluyan en el punto del defecto.

Para el cálculo de la intensidad de cortocircuito emplearemos las siguientes expresiones:

Para el lado de red 25 kV.

irrl[sp] = mtt.u[vwx]√o∗p.uyz[w] Eq [5.2.2.a]

Iccgen =m|[vwx]|[%] ∗ 100 ∗d

√o∗p|d´[w] Eq [5.2.2.b]

Donde:

Iccr : Intensidad de cortocircuito aportado por la red [kA] Scc.r: Potencia de cortocircuito impuesta por la red (nuestro caso 500

MVA, datofacilitado por la compañía electrica suministradora). IccgenX: Intensidad de cortocircuito aportado por el generador/es.[kA] V.red : Tension de suministro [kV]. S.g : Potencia del generador síncrono [MVA]. Xg : Reactancia subtransitoria del generador [%]. Vg1´: Tensión del generador vista por el primario del transformador [kV].

irrl = eaap√o∗]esp = 11,54 kA

Icc.gen1 =d,`aapd ∗ 100 ∗ d√o∗]esp= 0,245 kA

Icc.gen2 =,`ap

d ∗ 100 ∗ d√o∗]esp= 0,881 kA

Icc.gen3 =^,_aap

]a ∗ 100 ∗ d√o∗]esp =1,084 kA

* Iccgen.t= (0,881 + 1,084 + 0,245) * ( 1 +

dadaa) ≅2,42 kA

*Icc total = 11,54 + 2,42 ≅13,96 kA

____________________________________

* Nota: La intensidad “Iccgen.t” (intensidad de cortocircuito aportado por todos los generadores), asi como la “Icc total” (intensidad de cortocirucito total del sistema)calculados, se han obtenido realizando la suma de forma algebraica en vez de vectorial, suponiendo un factor de potencia similar en todas los generadores y transformadores, para simplificar el cálculo, no afectando los resultados obtenidos de forma significativa.


Página 204

Para el lado de red 6,3 kV

La corriente de cortocircuito del secundario de un transformador trifásico, viene dada por la expresión:

Iccr. tr()[] = .[]

ϵ[%]∗√o∗.D[] Eq [5.2.2.c]

Icc.gen(x) =B()[]B[%] ∗ 100 ∗ d√o∗B[] Eq [5.2.2.d]

Donde:

Iccr.tr(x): Corriente cortocircuito aportado por transformador red[kA]. Sn.tr : Potencia del transformador [MVA]. ϵ: Tensión de cortocircuito del transformador [%]. U.s: Tensión en el secundario transformador red [kV]. Icc.gen(x): Corriente de cortocircuito aportado por generador [kA].

Sg(x) : Potencia del generador [MVA]. Xg: Reactancia subtransitoria del generador [%]. Vg: Tension de generacion del alternador [kV].

irrl. l1 = dap√o∗ ∗,osp

= 9,16 kA

irrl. l2 = dsp√o∗ ∗,osp

= 12,21 kA

• Nota: El sistema funcionará con solo uno de los transformadores de red conectados, con lo que a efectos de cortocircuito solo consideraremos el transformador de mayor potencia.

Icc.gen1 =d,`pd ∗ 100 ∗ d

√o∗,osp = 0,97 kA

Icc.gen2 =,`ap

d ∗ 100 ∗ d√o∗,osp= 3,49 kA

Icc.gen3 =^,_aap

]a ∗ 100 ∗ d√o∗,osp=4,30 kA

*Iccgen.t= (3,49 + 4,30 + 0,97 ) * ( 1+

dadaa) = 9,63 kA

*Icc total = 9,63 kA + 12,21 = 21,84 kA

____________________________________

*Nota : La intensidad “Iccgen.t”(intensidad de cortocircuito de todos los generadores mayorizada)

y la “Icc total” (intensidad de cortocirucito total del sistema) han sido calculadas han sido calculadas mediante suma algebraica en vez de vectorial, suponiendo un factor de potencia similar en todas los generadores y transformador adoptado, para simplificar el cálculo, no afectando los resultados obtenidos de forma significativa.


Página 205

Lado 25 Kv

Aportacion de la red Icc.red kA 11,54

Aportacion del generador 1 Icc.g1+10% kA 0,27



Red+generadores(mayorizado) Red+G1+G2+G3 kA 13,96

Lado 6 Kv

Aportacion de la red Icc.red Tr1 kA -

Aportacion de la red Icc.red Tr2 kA 12,21

Aportacion del generador 1 Icc.g1 +10% kA 1,07



Red+generadores(mayorizado) Red+G1+G2+G3 kA 21,84


Página 206

5.3-. Cálculos eléctricos del sistema eléctrico afectado MT.

5.3.1-. Tipo de cable utilizado.

El cable utilizado y que emplearemos en esta nueva instalación son del tipo que describiremos posteriormente en este mismo apartado. Las características del tendido de la instalación corresponden a parámetros considerados en la confección de estas tablas. Descripción del conductor empleado. Conductor de cobre electrolítico recocido, cableado compactado. Compuesto semiconductor extruido sobre el conductor. Aislamiento de Polietileno Reticulado (XLPE), compuesto semiconductor extruido y cinta o alambres de cobre electrolítico sobre el conductor aislado. Cubierta externa de PVC. Características. Temperatura del conductor de 90ºC para operación normal, 130ºC para sobrecarga de emergencia y 250ºC para condiciones de corto circuito. Excelentes propiedades contra el envejecimiento por calor. Resistencia al impacto y a la abrasión. Resistente a la luz solar, intemperie, humedad, ozono, ácidos, álcalis y otras sustancias químicas a temperaturas normales. Retardante a la llama.

Tabla 5.3.1.a : Características técnicas de los conductores N2XSY utilizados.


Página 207

5.3.2-. Intensidad máxima a soportar por el conductor MT.

Tipo de tendido:

-. Las ternas de salida de los generadores transcurrirán enterrados en tubuladura una profundidad de 1 m hasta su interruptor automático correspondiente.

-. La intensidad máxima admisible a soportar por las ternas unipolares seleccionadas , para la líneas de salida de los generadores será la resultante de la siguiente expresión:

I.max.admi.cond= I.max*n * (Kt * Kr*Ktu * Kp) Eq. [5.3.2.a ] Dónde:

I.max.admi.cond:….Intensidad máxima admisible del cable según tipo de instalación. I.max :…………….. Intensidad máxima del cable o terna en condiciones especificas

(dato fabricante) n :………………….Número de ternas por fase Kt :…………………Coeficiente de temperatura [1] Kr:………………….Coeficiente por resistividad del terreno [1] Ktu :………………..Coeficiente de tubuladura [0,9] Kp :………………...Coeficiente por profundidad [0,9]

5.3.3-. Intensidad de corriente de cortocircuito a soportar.

La relación entre la intensidad de cortocircuito y el conductor viene dada por la expresión [Eq. 5.3.3.a] y las obtenida de despejar el parámetro sección del conductor de ella . I ∗ √t = K ∗ S [Eq.5.3.3.a]

S= FF∗√¡ [Eq.5.3.3.b]

=

¡√ [Eq.5.3.3.c]

Siendo:

Icc: Intensidad de cortocircuito medidos en A. t: Tiempo de duración del cortocircuito medido en s. [t=0,5 s] K: Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor y las temperaturas

durante el cortocircuito. En cable Al, k = 94 . En cables Cu, K=143

S: Sección del conductor medido en mm2. Icc/S : Densidad de corriente máxima a soportar de acuerdo a las normas

UNE20435 en [A/mm2].


Página 208

5.3.4-. Caída de tensión.

La caída de tensión está relacionada con la resistencia de la reactancia del cable o terna a utilizar y se calcula con la expresión siguiente:

∆£[p] = ¤∗¥∗√o∗(¦∗t§¨©ª∗¨yq©)q [Eq. 5.3.4.a]

∆£ = %daa ∗ «¬ [ Eq.5.3.4.b]

Donde:

: Caída de tensión [V]. I: Intensidad en régimen permanente de la línea [A]. L: Longitud de la línea [Km]. R: Resistencia del cable Ω/km). X: Reactancia del cable (Ω/km,) n: Número de ternas por fase %: Porcentaje de caída de tensión Vn: Tensión nominal [V]

U∆


Página 209

5.3.5-. Determinación cable de potencia nuevo generador 3 (TG2) .

Tramo Inicio Fin Longitud [m]

S [kVA]

Vn [kV]

I.perm [A]

7 Gen3 (TG2) Embarrado 700 9.400 6 904,51

5.3.5.1-. Cálculo por densidad de corriente.

Tipo cable

Tipo instalación

Sección

[ mm2]

Número ternas por

fase

[ n ]

Intensidad Máxima

terna

[ A ]

Kt Kr Ktu Kp

I.max.admi conducctor

[ A ]

cobre Enterrada 240 3 535 1 1 0,9 0,9 1300

*Comprobado que los cables seleccionados soportarán la intensidad permanente: Imax.admi [1300A] >I.perm [904,5 A ] ; datos obtenidos aplicando la ecuación [Eq 5.3.2.a]

5.3.5.2-. Cálculo por cortocircuito en el conductor.

Tiempo de Cortocircuito

máximo

[s]

Sección

[ mm2]

Número ternas por

fase

[ n ]

Coeficiente del conductor (cobre)

Densidad de corriente Máximo de acuerdo norma

UNE20435 Eq[5.3.3.c]

[kA/mm2]

Intensidad Admisible por el conductor en cortocircuito

[kA]

Intensidad de cortocircuito

maximo I.cc.max

[KA]

0,5 240 3 143 0,202 145,44 4,73

*Comprobado que los cables seleccionados soportarán la intensidad de cortocircuito: I.adm.cc [145 kA] > I.cc.max [4,73 kA]

5.3.5.3-. Cálculo por caída de tensión.

La caída de tensión admisible es del 1% del máximo, con lo que aplicando la ecuación [Eq. 5.3.4.b] obtendremos la caída de tensión en voltios máxima a admitir.

∆£ = 1100 ∗ 6300« = 63¯

Aplicando la ecuación [5.3.4.a] se comprobar la caída de tensión que se producirá realmente es:

∆£ = ^a_,ed∗a,∗√o∗(a,a^∗a,ªa,d]∗a,)o = 45,11 v

Longitud

[km]

Intensidad

nominal

[A]

Seccion

terna

[ mm2

]

Número

ternas

por fase

[ n ]

Resistencia

Del cable

[ ohm/km ]

Reactancia

inductiva

del cable

[ ohm/km ]

Cosρ Caida de

tension

real

∆£

[V]

Caida de

tensión

máximo

permitido

∆£

[V]

Caida de

tensión

tramo

real

∆£

[%]

Caida de

tensión

máximo

permitido

∆£

[%]

0,6 904,51 240 3 0,099 0,12 0,8 45,11 63 0,71 1

*Comprobado que los cables seleccionados producirán una caída de tensión inferior a la permitida.


Página 210

5.3.6-. Determinación cable potencia nuevo generador 1 (TV).


S [kVA]

Vn [kV]

I.perm [A]

5 Gen1 (TV) Embarrado 530 1.700 6,3 155,79


Tipo cable

Tipo instalación

Sección

[ mm2]

Número ternas por

fase

[ n ]

Intensidad Máxima

terna

[ A ]

Kt Kr Ktu Kp

I.max.admi conductor

[ A ]

cobre Enterrada 240 1 535 1 1 0,9 0,9 433

*Comprobado que los cables seleccionados soportarán la intensidad permanente: Imax.admi [433,7A] >I.perm [155,79A] datos obtenidos aplicando la ecuación Eq [5.3.2.a]

5.3.6.2-. Cálculo por cortocircuito.


máximo

[s]

Sección

[ mm2]

Número ternas por

fase

[ n ]



UNE20435 Eq[5.3.3.c]

[kA/mm2]


[kA]


max I.cc.max

[KA]

0,5 240 1 143 0,202 48,53 1,07

*Comprobado que los cables seleccionados soportarán la intensidad de cortocircuito: I.adm.cc [48,53 kA] > I.cc.max [1,07 kA] ;

5.3.6.3-. Cálculo por caída de tensión.

La caída de tensión admisible es del 1% del máximo, con lo que aplicando la ecuación [Eq. 3.4.b] obtendremos la caída de tensión en voltios máxima a admitir

∆£ = 1100 ∗ 6300« = 63¯

Aplicando la ecuación [Eq. 5.3.4.a] para comprobar la caída de tensión que se producirá

∆£ = dee,`^∗a,eo∗√o∗((a,a^∗a,)ª(a,d]∗a,))d = 20,56 v

Longitud

[km]

Intensidad

nominal

Servicio

permanente

[A]

Seccion

terna

[ mm2

]

Número

ternas

por fase

[ n ]

Resistencia

Del cable

[ ohm/km ]

Reactancia

inductiva del

cable

[ ohm/km ]

Cosρ Caida de

tensión

∆£

[V]

Caida de

tensión

máximo

permitido

∆£

[V]

Caida de

tensión

tramo

∆£

[%]

Caida de

tensión

máximo

permitido

∆£

[%]

0,53 155,79 240 1 0,099 0,12 0,8 20,56 63 0,32 1

*Comprobado que los cables seleccionados producirán una caída de tensión inferior a la permitida.


Página 211

5.3.7-. Verificación cable potencia secundario trafo 1 red.


S [kVA]

Vn [kV]

I.perm [A]

2 Secundario trafo 1 Embarrado 15 10.000 6,3 916,42


Tipo cable

Tipo instalación

Secci ón

[ mm 2]

Número ternas

por fase

[ n ]

Intensidad Máxima

terna

[ A ]

Kt Kr Ktu Kp


[ A ]

cobre Al aire 240 3 630 1 1 0,9 0,9 1.530

*Comprobado que los cables seleccionados soportarán la intensidad permanente: Imax.admi[ 1.530 A] >I.perm [ 916,42 A] datos obtenidos aplicando la ecuación [Eq 5.3.2.a]



máximo

[s]

Sección

[ mm2]

Número ternas por

fase

[ n ]

Coeficiente del

conductor (cobre)


UNE20435 Eq[5.3.3.c]

[kA/mm2]

Intensidad Admisible por el conductor en cortocircuito I.adm.cc

[kA]


max I.cc.max

[KA]

0,5 240 3 143 0,202 145,44 21,84

*Comprobado que los cables seleccionados soportarán la intensidad de cortocircuito: I.adm.cc[ 145,44kA ] > I.cc.max [ 21,84 kA ] ;


Página 212

5.3.8-. Verificación cable potencia secundario trafo2 red.


S [kVA]

Vn [kV]

I.perm [A]

4 Secundario trafo 2 Embarrado 15 16.000 6,3 1.466


Tipo cable

Tipo instalación

Sección

[ mm 2]

Número ternas

por fase

[ n ]

Intensidad Máxima

terna

[ A ]

Kt Kr Ktu Kp


[ A ]

Cobre Al aire 300 3 715 1 1 0,9 0,9 1.737

*Comprobado que los cables seleccionados soportarán la intensidad permanente: Imax.admi[ 1.737 A] > I.perm [1.466 A] datos obtenidos aplicando la ecuación [Eq.5.3.2.a].



máximo

[s]

Sección

[ mm2]

Número ternas por

fase

[ n ]



UNE20435 Eq[5.3.3.c]

[kA/mm2]

Intensidad Admisible por el conductor en cortocircuito.

[kA]


max I.cc.max

[KA]

0,5 300 3 143 0,202 181,8 21,84

*Comprobado que los cables seleccionados soportarán la intensidad de cortocircuito: I.adm.cc [181,8,44 kA ] > I.cc.max [ 21,84 kA ]


Página 213

5.3.9-. Comprobación disyuntores de actuación utilizados en el proceso.

Generador 3 (TG2) Interruptor de

acoplamiento utilizado (DYG3)

Según cable utilizado

I.nominal [A]

Iccmax [kA]

Disyuntor [A]

Poder corte [kA]

I.max.adm [A]

I.cc.max [kA]

904 4,73 1250 30 1.300 145,44

Generador 1 (TV) Interruptor de

acoplamiento utilizado (DYG1)

Según cable utilizado

I.nominal [A] Iccmax [kA]

Disyuntor [A]

Poder corte [kA]

I.max.adm [A]

I.cc.max [kA]

155 1,07 630 30 433 48,53

Acoplamiento de barras

transversales Disyuntor acoplamiento

utilizado (DYac) embarrado


Disyuntor [A]

Poder corte [kA]

I.max.adm [A]

I.cc.max [kA]

1.646 21,84 1.800 30 2.000 40

Trafo red 1 (Lado secundario)

Interruptor asecundario trafo 1 Cable utilizado


Disyuntor [A]

Poder corte [kA]

I.max.adm [A]

I.cc.max [kA]

916 21,84 1250 30 1.530 145,44

Trafo red 2 (Lado secundario)

Interruptor asecundario trafo2 Cable utilizado


Disyuntor [A]

Poder corte [kA]

I.max.adm [A]

I.cc.max [kA]

1.466 21,84 1600 30 1.737 188,8

*Queda comprobado que los interruptores adoptados ya instalados son aptos para el funcionamiento normal de la central eléctrica de la factoría.

Los interruptores de A.T. utilizados se ajustarán a la intensidad nominal de los equipos y sus protecciones térmicas y magnéticas mediante relés de protección, siguiendo unas curvas de disparo inversas dando mayor tiempo de retardo a las protecciones de aguas arriba de forma que entre ellos haya una selectividad total.

Adicionalmente dichos interruptores disponen de dispositivos de actuación por enclavamientos permitiendo entre ellos selectividad de actuación.


Página 214

5.4-. Estudio de puesta a tierra de la subestación principal.

5.4.1-.Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra .

5.4.1.1-.Investigación de las características del suelo.

El Reglamento de Alta Tensión indica que para instalaciones de tercera categoría, y de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16 kA no será imprescindible realizar la citada investigación previa de la resistividad del suelo, bastando el examen visual del terreno y pudiéndose estimar su resistividad, siendo necesario medirla para corrientes superiores.

Según la investigación previa del terreno donde se instalará este Centro de Transformación, se determina la resistividad media en 150 Ohm·m.

5.4.1.2-.Determinación de corrientes máximas de puesta a tierra.

En las instalaciones de MT de tercera categoría, los parámetros que determinan los cálculos de faltas a tierra son las siguientes: De la red:

· Tipo de neutro. El neutro de la red puede estar aislado, rígidamente unido a tierra, unido a esta mediante resistencias o impedancias. Esto producirá una limitación de la corriente de la falta, en función de las longitudes de líneas o de los valores de impedancias en cada caso.

· Tipo de protecciones. Cuando se produce un defecto, éste se eliminará mediante la

apertura de un elemento de corte que actúa por indicación de un dispositivo relé de intensidad, que puede actuar en un tiempo fijo (tiempo fijo), o según una curva de tipo inverso (tiempo dependiente). Adicionalmente, pueden existir reenganches posteriores al primer disparo, que sólo influirán en los cálculos si se producen en un tiempo inferior a los 0,5 segundos.

No obstante, y dada la casulística existente dentro de las redes de cada compañía suministradora, en ocasiones se debe resolver este cálculo considerando la intensidad máxima empírica y un tiempo máximo de ruptura, valores que, como los otros, deben ser indicados por la compañía eléctrica. Intensidad máxima de defecto:

Eq.[5.4.1.2.a ] Dónde: Un : Tensión de servicio [kV] Rn : Resistencia de puesta a tierra del neutro [Ohm] Xn : Reactancia de puesta a tierra del neutro [Ohm] Id max cal.: Intensidad máxima de defecto calculada [A] La Id max.cal,en este caso será, según la ecuación Eq [5.4.1.2.a ] :

I.°±CC²= 25.000√3 + √o + 25]

Id max cal. =577,35 A valor superior o similar al establecido por la compañía.

nncalmaxd

XR

UnI

22.3 +⋅

=


Página 215

5.4.1.3-.Diseño preliminar de la instalación de tierra .

El diseño preliminar de la instalación de puesta a tierra se realiza basándose en las configuraciones tipo presentadas en el Anexo 2 del método de cálculo de instalaciones de puesta a tierra de UNESA, que esté de acuerdo con la forma y dimensiones del Centro de Transformación, según el método de cálculo desarrollado por este organismo. Cálculo de la resistencia del sistema de tierra . Características de la red de alimentación:

Tensión de servicio: Ur = 25 kV Puesta a tierra del neutro Resistencia del neutro Rn = 0 Ohm Reactancia del neutro Xn = 25 Ohm Limitación de la intensidad a tierra Idm = 1000 A Nivel de aislamiento de las instalaciones de BT: Vbt = 10000 V

Características del terreno:

Resistencia de tierra Ro = 150 Ohm·m Resistencia del hormigón R'o = 3000 Ohm

La resistencia máxima de la puesta a tierra de protección del edificio, y la intensidad del defecto salen de:

Eq.[ 5.4.1.3.a ]

Dónde: Id Intensidad de falta a tierra [A] Rt Resistencia total de puesta a tierra [Ohm] Vbt Tensión de aislamiento en baja tensión [V]

La intensidad del defecto se calcula de la siguiente forma:

Eq. [ 5.4.1.3.b ]

Donde: Un Tensión de servicio [V]. Rn Resistencia de puesta a tierra del neutro [Ohm]. Rt Resistencia total de puesta a tierra [Ohm]. Xn Reactancia de puesta a tierra del neutro [Ohm]. Id Intensidad de falta a tierra [A].

Aplicando las dos ecuaciones nos resulta unos resultados preliminares de intensidad de defecto

Id = 416,33 A

La resistencia total de puesta a tierra preliminar:

Rt = 24,02 Ohm

bttd VRI ≤⋅

( ) 223 ntn

nd

XRR

UI

++⋅=

Página 216

o

tr R

RK ≤

Se selecciona el electrodo tipo de aplicación en este caso concreto, según las condiciones del sistema de tierras que cumple el requisito de tener una Kr más cercana inferior o igual a la calculada para este caso y para este centro. Valor unitario de resistencia de puesta a tierra del electrodo:

Eq.[ 5.4.1.3.c ]

Donde: Rt: Resistencia total de puesta a tierra [Ohm]. Ro: Resistividad del terreno en [Ohm·m]. Kr: Coeficiente del electrodo.

Para nuestro caso particular, y según los valores antes indicados: Kr <= 0,1601 La configuración adecuada establecida en este caso tiene las siguientes propiedades:

Configuración seleccionada: Geometría del sistema: Anillo rectangular Distancia de la red: 16x13 m Profundidad del electrodo horizontal: 0,5 m Número de picas: ocho Longitud de las picas: 2 metros

Parámetros característicos del electrodo:

• Datos aplicados a configuración similar a la establecida. Datos: De la resistencia Kr = 0,072 De la tensión de paso Kp = 0,0154 De la tensión de contacto Kc = 0,0338

Medidas de seguridad adicionales para evitar tensiones de contacto. Para que no aparezcan tensiones de contacto exteriores ni interiores, se adaptan las siguientes medidas de seguridad: Las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del Edificio/s no tendrán contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar a tensión debido a defectos o averías. En el piso del Centro de Transformación se instalará un mallazo cubierto por una capa de hormigón de 10 cm, conectado a la puesta a tierra del mismo. En el caso de instalar las picas en hilera, se dispondrán alineadas con el frente del edificio.


Página 217

5.4.1.4-. Valores reales del edificio.

El valor real de la resistencia de puesta a tierra del edificio será:

Eq. [5.4.1.3.a]

Donde: Kr : Coeficiente del electrodo Ro : Resistividad del terreno en [Ohm·m] R’t : Resistencia total de puesta a tierra [Ohm]

Con lo que aplicando la ecuación (5.4.1.3.a) para el Centro de Transformación: ´µ = 0,072 ∗ 150 R't = 10,8 Ohm y la intensidad de defecto real, tal y como indica la fórmula Eq [5.4.1.3.b]:

· I'd = 500 A

5.4.1.4.1-. Cálculo de las tensiones de defecto.

Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no es preciso calcular las tensiones de paso y contacto en el interior en los edificios de maniobra interior, ya que éstas son prácticamente nulas. La tensión de defecto vendrá dada por:

Eq. [5.4.1.4.1.a]

Dónde: R’t: Resistencia total de puesta a tierra [Ohm] I’d: Intensidad de defecto [A] V’d: Tensión de defecto [V]

Por lo que en el centro de transformación: «´z = 10,8 ∗ 500 V'd = 5.400 V

5.4.1.4.2-. Cálculo de la tensión de paso en el acceso.

La tensión de paso en el acceso será igual al valor de la tensión máxima de contacto siempre que se disponga de una malla equipotencial conectada al electrodo de tierra según la fórmula: «´¸T¹ttU = ºt ∗ § ∗ i´z Eq. [4.1.4.2.a]

Donde:

Kc Coeficiente. Ro Resistividad del terreno en [Ohm·m]. I’d Itensidad de defecto [A]. V´p(acc) Tensión de paso en el acceso [V].

ort RKR ⋅=′

dtd IRV ′⋅′=′


Página 218

Por lo que aplicando la ecuación Eq.[ 5.4.1.4.2.a ] tendremos una tensión de paso en el acceso del Centro de Transformación:

«´¸T¹ttU = 0,033 ∗ 150 ∗ 500V´p(acc)= 2.475 V 5.4.1.4.3-. Cálculo de las tensiones de paso en el exterior .

Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no es preciso calcular las tensiones de contacto en el exterior de la instalación, ya que éstas serán prácticamente nulas. Tensión de paso en el exterior:

Eq.[5.4.1.4.3.a]

Dónde : Kp Coeficiente Ro Resistividad del terreno en [Ohm·m] I’d Intensidad de defecto [A] V’p Tensión de paso en el exterior [V]

Por lo que, para este caso:

«´¸ = 0,0154 ∗ 150 ∗ 500

V'p = 1.155 Ven el centro de transformación. ·

5.4.1.4.4-. Cálculo de valores admisibles.

Los valores admisibles son para una duración total de la falta igual a: · t = 0,7 seg · K = 72 · n = 1

5.4.1.4.4.1-. Tensión de paso en el exterior.

Calcularemos la máxima tensión de paso en el exterior admisible según siguiente expresión, del método UNESA:

Eq. [ 5.4.1.4.4.1.a ]

Dónde : K Coeficiente k t Tiempo total de duración de la falta [s] n Coeficiente n Ro Resistividad del terreno en [Ohm·m] Vp Tensión admisible de paso en el exterior [V].

Sustituyendo valores en nuestro caso, obtendremos una tensión de paso en el exterior admisible de :

Vp = 1.954,28 V

dopp IRKV ′⋅⋅=′

⋅+⋅⋅=000.1

61

10 onp

R

t

KV

Página 219

5.4.1.4.4.2-. La tensión de paso máxima permisible de acceso al edificio.

Calcularemos la máxima tensión de paso en el acceso al edificio admisible según siguiente expresión, del método UNESA:

Eq.[5.4.1.4.4.2.a]

Dónde : K: Coeficiente k t : Tiempo total de duración de la falta [s]. n : Coeficiente n. Ro: Resistividad del terreno en [Ohm·m]. R’o: Resistividad del hormigón en [Ohm·m]. Vp(acc): Tensión máxima admisible de paso en el acceso [V].

Por lo que, para este caso, sustituyendo valores en nuestro caso, obtendremos una tensión de paso en el acceso al edificio admisible de :

Vp(acc) = 10.748,51 V

5.4.1.4.5-. Comprobación del cumplimiento de los valores admisibles.

A continuación, comprobaremos si se cumplen los valores admisibles, contrastando dichos valores con los calculados en los apartados anteriores, correspondientes a nuestro centro de transformación. a) Tensión de Defecto.

Comprobamos que la máxima tensión de defecto permitida, expresada (Vbt = 10 kV) es superior a la calculada para nuestro caso en el apartado (5.4.1.4.1) de (V´d = 5.400kV).

* V'd = 5.400 V <Vbt = 10.000 V COMPROBADO b) Intensidad de defecto:

Comprobamos que la intensidad de defecto considerada, expresada en el apartado (5.4.1.4) de (Id = 500 A) es superior a la intensidad de actuación del relé (Ia = 50 A)

* Ia = 50 A < I´d = 500 A <Idm = 500 A COMPROBADO c) Tensión de paso en el acceso al centro: Comprobamos que la máxima tensión de paso en el acceso al edificio permitida correspondiente (Vp(acc) = 10.748 V), determinada en el apartado (5.4.1.4.4.2), es superior a la calculada para nuestro caso en el apartado (5.4.1.4.2) de (V´p(acc) = 2.475 V).

* V´p(acc)= 2.475 V <Vp(acc) = 10.748 V COMPROBADO d) Tensión de paso en el exterior del centro: Comprobamos que la máxima tensión de paso en el Exterior permitida (Vp = 1.954 V) determinada en el apartado (5.4.1.4.4.1) es superior a la calculada para nuestro caso en el apartado (5.4.1.4.3) siendo (V´p = 1.155 V).

* V'p = 1.155 V <Vp = 1.954 V COMPROBADO

′⋅+⋅+⋅⋅=000.1

331

10)(

oonaccp

RR

t

KV

Página 220

5.4.2-. Investigación de las tensiones transferibles al exterior.

Para garantizar que el sistema de tierras de protección no transfiera tensiones al sistema de tierra de servicio, evitando así que afecten a los usuarios, debe establecerse una separación entre los electrodos más próximos de ambos sistemas, siempre que la tensión de defecto supere los 1000V.

En este caso es imprescindible mantener esta separación, al ser la tensión de defecto superior a los 1.000 V indicados.

Calcularemos la distancia mínima de separación entre los sistemas de tierras mediante la siguiente expresión de la NTP-CT de FECSA-ENDESA.

La distancia mínima de separación entre los sistemas de tierras viene dada por la expresión:

Eq [5.4.2.a]

Donde: Ro : Resistividad del terreno en [Ohm·m] I’d : Intensidad de defecto [A] D : Distancia mínima de separación [m]

Sustituyendo valores en nuestro caso, obtendremos una distancia mínima de separación entre los sistemas de tierra de:

* D = 11,94 m

Se conectará a este sistema de tierras de servicio el neutro del transformador, así como la tierra de los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad de la celda de medida.

Las características del sistema de tierras de servicio son las siguientes:

* Identificación: 5/32 (según método UNESA) * Geometría: Picas alineadas * Número de picas: tres * Longitud entre picas: 2 metros * Profundidad de las picas: 0,5 m

Los parámetros según esta configuración de tierras son:

* Kr = 0,135 * Kc = 0,0252

El criterio de selección de la tierra de servicio es no ocasionar en el electrodo una tensión superior a 24 V cuando existe un defecto a tierra en una instalación, protegida contra contactos indirectos por un diferencial de 650 mA. Para ello la resistencia de puesta a tierra de servicio debe ser inferior a 37 Ohm.

R.t.serv = Kr · Ro = 0,135 · 150 = 20,250 < 37 Ohm

Para mantener los sistemas de puesta a tierra de protección y de servicio independientes, la puesta a tierra del neutro se realizará con cable aislado, protegido con tubo de PVC de grado de protección 7 como mínimo, contra daños mecánicos.

π⋅′⋅=

2000do IR

D


Página 221

5.4.3-. Corrección y ajuste del diseño inicial.

Según el proceso de justificación del electrodo de puesta a tierra seleccionado, no se considera necesaria la corrección del sistema proyectado.

No obstante, se puede ejecutar cualquier configuración con características de protección mejores que las calculadas, es decir, atendiendo a las tablas adjuntas al Método de Cálculo de Tierras de UNESA, con valores de "Kr" inferiores a los calculados, sin necesidad de repetir los cálculos, independientemente de que se cambie la profundidad de enterramiento, geometría de la red de tierra de protección, dimensiones, número de picas o longitud de éstas, ya que los valores de tensión serán inferiores a los calculados en este caso.


Página 222

6-. Cálculos eléctricos BT.

6.1-. Circuito y valores base para cálculos de los conductores en BT.

• Los tramos de línea afectados a considerar son los indicados en el esquema anterior con los números en verde y los dispositivos de protección afectados son los indicados con las letras recuadradas en color azul.


Página 223

6.2-. Conceptos generales.

Ambas turbinas, la turbina de vapor y la turbina de gas, requieren de una alimentación trifásica en BT a 400 V para la alimentación de equipos auxiliares, tales como bombas de lubricación, bombas de arranque.

La alimentación trifásica a los cuadros locales de ambas turbinas partirán de unos cuadro eléctricos ubicado en la sala de calderas anexa a la sala de control, designada como sala CCM de calderas, los cuales serán alimentados por una línea individual de la subestación secundaria de energías alimentada por el transformador de servicios auxiliares o Trafo A de energías.

En este apartado se comprueba que los cables y protecciones para la alimentación requerida para los sistemas auxiliares de las turbinas en B.T son los adecuados y siguen una selectividad dentro del 2 del transformador Servicio de la planta de energías (Trafo A de energías).

-. Se comprueba que los cables actuales son de la sección adecuada para dicha alimentaciones con lo que no será requerida modificarlos. -. Además se realizará un análisis para observar la selectividad total de las protecciones disponibles actuales y observar que son suficientes para la nueva distribución y proporcionan una selectividad total , para ello se ha utilizado el programa facilitado por el fabricante Moeller, ya que los interruptores automáticos con protección magnetotérrmica instalados son de este fabricante.

6.3-. Cálculo de las corrientes.

6.3.1-. Cálculo de las corrientes en régimen permanente.

Las corrientes en régimen permanente se calcularán mediante la siguiente formula

i. jkl = m√o∗pq Eq. [ 6.3.1.a]

Donde:

I.perm: Intensidad permanente en [ A]. S : Potencia aparente en [kVA]. Vn: Tensión nominal en [kV].

Tramo Inicio Fin S [kVA]

Vn [kV]

I.perm [A]

1 Tr.A energías Embarrado

trafo A 1.600 0,4 2.309

2 Embarrado trafo A

Embarrado CCM energías

436 0,4 630

3.1 Embarrado CCM energías

Cuadro local turbina gas TG2

270 0,4 389

3.2 Embarrado CCM energías

Cuadro local turbina gas TV

131 0,4 190


Página 224

• Nota: los valores potencia indicados para alimentación de los cuadros locales de las turbinas son valores indicados por el fabricante de la turbinas considerando un factor de potencia de 0,85 siendo éstos. Esta potencia requerida e indicada por el fabricante de las turbinas es máxima en periodos de arranque de las mismas, siendo posteriormente reducida a valores inferiores.

6.3.2-. Cálculos eléctricos del sistema eléctrico afectado.

6.3.2.1-. Tipo de cable utilizado.

Descripción del conductor empleado.

Conductor de cobre electrolítico recocido, cableado compactado. Compuesto semiconductor extruído sobre el conductor. Aislamiento de Polietileno Reticulado (XLPE), compuesto semiconductor extruído. Cubierta externa de PVC. Características. Temperatura del conductor de 90ºC para operación normal, 130ºC para sobrecarga de emergencia y 250ºC para condiciones de corto circuito. Excelentes propiedades contra el envejecimiento por calor. Resistencia al impacto y a la abrasión. Resistente a la luz solar, intemperie, humedad, ozono, ácidos, álcalis y otras sustancias químicas a temperaturas normales. Retardante a la llama.

6.3.2.2-. Intensidad máxima admisible.

6.3.2.2.1-. Intensidad Máx.admisible de línea alimentación al cuadro local

TG2.

Según la ITC-BT-07 del REBT, la intensidad máxima admisible para un conductor de 240mm2 de sección de cobre es de 535 A para instalaciones con conductores al aire. Tras la aplicación del coeficiente de corrección por agrupamiento la intensidad máxima admisible para nuestra instalación, hasta el armario local de la turbina de gas TG2 será 428 A.

origen Destino

Intensidad Distribución

[A]

Nº cables

Sección Cable.

[mm2]

I.max Cable

[A]

I.max cable corregida

[A]

Salida cuadro distribución sala calderas

Armario local turbina

Gas TG2 389 1 240 535 428

• La intensidad máxima del cable soporta la intensidad permanente de distribución, de

forma que queda comprobado que el cable utilizado es adecuado por capacidad térmica del suministro.


Página 225

6.3.2.2.2-. Intensidad Máx. Admisible línea alimentación al cuadro local TV.

Según la ITC-BT-07 del REBT, la intensidad máxima admisible para un conductor de 95 mm2 de sección de cobre es de 286 A para instalaciones con conductores al aire y conductores unipolares. Tras la aplicación del coeficiente de corrección por agrupamiento la intensidad máxima admisible para nuestra instalación, hasta el armario local de la turbina de vapor TV será 229 A.

origen Destino

Intensidad distribución

Nº cables

Sección

Cable

[mm2]

I.max Cable

[A]

I.max cable corregida

[A]

Salida cuadro distribución

sala calderas

Armario local turbina

vapor 190 1 95 285 229

• La intensidad máxima del cable soporta la intensidad permanente de distribución, de

forma que queda comprobado que el cable utilizado es adecuado por capacidad térmica del suministro. COMPROBADO

6.3.2.3-. Caída de Tensión.

Para asegurarnos del cumplimiento del reglamento en cuanto a la caída de tensión máxima,procederemos a calcularla mediante la siguiente fórmula:

∆U=√3 ∗ i ∗ ¼ ∗ ( ∗ r½¾¿ + À ∗ Ák¬¿) Eq. [6.3.2.3.a]

∆£% = √o∗¤∗¥∗(¦∗t§¨©ª∗myq©)Â ∗ 100 Eq. [6.3.2.3.b]

Donde:

∆U : Caída de tensión [V] ∆U% : Caída de tensión [%] I: Intensidad en régimen permanente de la línea [A]. L: Longitud de la línea [km]. R: Resistencia del cable (Ώ/km). X: Reactancia del cable (Ώ/km).

-. Nota: se considerará a efectos de cálculo un factor de potencia de 0,85


Página 226

-. Resistencia de los conductores.

Dependiendo del tipo de material del que esté formado el conductor, éste tendrá unos parámetros de resistividad, los cuales los reflejamos en la siguiente tabla adjunta.

Con lo que para saber la resistencia y reactancia del cable bastará con multiplicar los valores de la tabla por la longitud del cable a valorar en km .


Página 227

6.3.2.3.1-. Comprobación caída de tensión al cuadro local turbina de gas TG2.

origen Destino

Intensidad Permanente

[A]

Longitud

[m]

Sección Cable [mm2]

R cable

[ohm/Km]

R cable [ohm]

X cable

[ohm/Km]

X cable [ohm]

∆U [v]

∆U %

Salida Línea 1 del centro transformador

Armario eléctrico sala calderas

500 60 300 0,077 0,005 0,0895 0,005 5,82 1,45


Armario Local TG2

389 60 240 0,094 0,006 0,0902 0,005 5,41 1,35


Armario Local TG2

11,23 2,80

• Queda comprobado, al observa que efectivamente el cable seleccionado también,

cumple con la caída máxima permitida ∆U%, inferior al 5% al punto de consumo (armario local TG2).

6.3.2.3.2-. Comprobación caída tensión al cuadro local turbina de vapor.

origen Destino

Intensidad Permanente

[A]

Longitud [m]

Sección cable

R cable

[ohm/Km]

R cable [ohm]

X cable [ohm/Km]

X cable [ohm]

∆U [v]

∆U%



500 60 300 0,077 0,005 0,0895 0,005 5,82 1,45


Armario Local TV

190 40 95 0,236 0,009 0,0965 0,004 3,47 0,86


Armario Local TV

9,29 2,31

• Queda comprobado, al observa que efectivamente el cable utilizado también cumple con

la caída máxima permitida ∆U% ,inferior al 5% establecida por le REBT.

6.3.2.4-.. Intensidad de Cortocircuito.

La instalación de baja tensión debe estar protegida contra cortocircuitos y, por lo tanto, sedebe calcular la intensidad de cortocircuito a la que puede estar sometida cada línea parapoder adecuar las protecciones de manera que sean capaces de disparar antes de que puedadañarse la instalación o cualquier otro elemento. El mayor peligro que puede producirse en la instalación es el sobrecalentamiento del cableal estar sometido a intensidades tan elevadas, es por eso que las protecciones deberá actuar antes de que el cable llegue a una temperatura superior a la soportada. En cuanto al cálculo de la intensidad de cortocircuito, diferenciamos el cálculo de un cortocircuito producido al principio de la línea y uno producido al extremo de ésta.


Página 228

6.3.2.4.1-. Cálculo de la Intensidad de Cortocircuito a Principio de Línea.

Para poder realizar el cálculo de la intensidad de cortocircuito a principio de línea, deberemos calcular la impedancia de cortocircuito de la red de suministro de energía a partir de la potencia de cortocircuito de esta red interna, partiendo de los cálculos realizados anteriormente en la que obtuvimos una intensidad de cortocircuito de 21,84 kA.

Scc. red = UÆÇ ∗ Icc. red ∗ √3 Eq.[6.3.2.4.1.a]

Èuyz = Â vÉmtt.uyz ∗ Ê

ÂËÉÂvÉÌ

] Eq. [6.3.2.4.1.b]

Donde:

Scc.red : Potencia aparente de cortocircuitos MVA. U : Tensión de alimentación en kV. Icc.red : Intensidad de cortocircuito de la red en kA.

Zred : Impedancia de la red de media tensión referida a 400 V [Ώ]. UMT: Tensión de la red de alimentación en media tensión [kv]. UBT : Tensión de la red de alimentación en baja tensión [kv].

Árr. lkÍ = 6 ∗ 21,84 ∗ √3 = 226 MVA

Èuyz = ]] ∗ Ê

a,_ Ì

] = j 0,000708 Ώ

También deberemos calcular la impedancia de cortocircuito del transformador quedependerá de la potencia de éste. Procederemos a calcularla mediante la fórmula siguiente:

ÈÎÏ = ÈÎÏ´∗ ÂË.É

mÉÐ Eq. [6.3.2.4.1.c]

Donde:

ZTF : Impedancia del transformador, referida a BT (400 V) [Ω]. STR : Potencia aparente nominal del transformador [VA]. UB.T : Tensión en Baja Tensión (400 V) [V] . zTF´ : Impedancia de cortocircuito del transformador [tanto por uno].


Página 229

Sustituyendo el valor de la tensión en BT por 400 V y la impedancia de cortocircuito del transformador por 5 %, obtenemos que: En nuestro caso del transformador que tenemos un transformador de 1.600 kVA, la impedancia es:

ÈÎÏ = 0,05 ∗ _aad.aa.aaa = 0,005 Ώ

Finalmente, calcularemos la impedancia total equivalente, referida a 400 V que será la suma de ambas impedancias: la impedancia de cortocircuito de la red y la del transformador en cuestión es:

Zcci =Z.Red + ZTF Eq. [ 6.3.2.4.1.d ]

Donde:

ZCCi : Impedancia total de cortocircuito a principio de línea, referida a 400 V [Ω]. ZTF : Impedancia de cortocircuito del transformador, referida a 400 V [Ω]. ZRed: Impedancia de cortocircuito de la red de MT, referida a 400 V [Ω].

Así pues la impedancia equivalente del transformador es de:

Zcci = (0,000708 + 0,005) = 0,005708 Ώ

Por lo tanto, la intensidad de cortocircuito que deberá ser capaz de abrir el dispositivo de protección se calculará a partir de la ecuación Eq. [6.3.2.4.1.e].

IÑÒ = ÓÔ

√o∗ÕFFÖ Eq.[6.3.2.4.1.e]

Donde:

ICCpi : Intensidad de cortocircuito a principio de línea [kA]. ZCCi: Impedancia total de cortocircuito a principio de línea, referida a BT [Ω]. UBT: Tensión de la red de BT [kV].

Sustituyendo con los datos anteriores, obtenemos que con a la salida de nuestro transformador de suministro en BT de alimentación, la intensidad de cortocircuito a principio de línea sería:

IÑÒ = _aa

√o∗a,aae`a = 40,45 kA


Página 230

6.3.2.4.2-. Cálculo de la Intensidad de Cortocircuito Bifásico a Final de Línea.

En este apartado, calcularemos el supuesto de un cortocircuito producido al final de la línea para poder saber, si la protección será capaz de actuar antes del límite de temperatura del cable. Para ello, calcularemos la impedancia de cortocircuito de cada cable, utilizando las siguientes fórmulas

Z] = Zcci + Ù(R´ ∗ L)] + (X´ ∗ L)] Eq. [6.3.2.4.2.a]

Z] = Zcci + Ù(R)] + (X)] Eq. [6.3.2.4.2.b]

Donde: ZCC2: Impedancia total del tramo de cable, referida a 400 V [Ω]. Zcci : Impedancia equivalente inicio R´: Resistencia del cable [Ω/km]. X´: Reactancia del cable [Ω/km]. L: Longitud total del tramo de cable [km]. R: Resistencia del cable [Ω/km]. X: Reactancia del cable [Ω/km].

Seguidamente podremos proceder a calcular la intensidad de cortocircuito para cada línea mediante la fórmula siguiente:

IÝÒ = ÞÖßÖGÓÔ]∗ÕFF Eq. [6.3.2.4.2.c]

Donde: ICCfi: Intensidad de cortocircuito a final de línea [kA]. ZCC2: Impedancia total de cortocircuito a final de línea, referida a BT [Ω]. U Línea BT : Tensión entre fases de la red de BT en kV (0,4 kV).

Impedancia Intensidad cortocircuito cable Impedancia de

inicio Total

origen Destino

Longitud

R

[Ω]

X

[Ω]

Cortocircuito principio línea.

[Ω]

Cortocircuito Final línea Zcc2

[Ω]


principio línea [kA]

Intensidad de cortocircuito final de línea

ICCfi [kA]

Salida Línea 1 del centro

transformador

Armario eléctrico

sala calderas

60

0,005 0,005 0,005708 0,013 40,45 15,38

Armario eléctrico sala

calderas

Armario Local TV

40 0,009 0,004 0,013 0,023 15,38 8, 96


Página 231

Impedancia Intensidad cortocircuito cable Impedancia de

inicio Total

origen Destino Longitud R

[Ω]

X

[Ω]

Cortocircuito principio línea

[Ω]

Cortocircuito Final línea Zcc2

[Ω]


principio línea [kA]

Intensidad de cortocircuito final

de línea [kA]

Salida Línea 1 del centro

transformador

Armario eléctrico

sala calderas

60

0,005 0,005 0,005708 0,013 40,45 15,38


Armario Local TG2

60 0,006 0,005 0,013 0,021 15,38 9,52

6.3.2.5-. Intensidad de corriente de cortocircuito a soportar por los conductores.

La relación entre la intensidad de cortocircuito y el conductor viene dada por la expresión mostrada en la ecuación Eq.[6.3.2.5.a] y las obtenida de despejar el parámetro sección del conductor de ella . itt ∗ √ = º ∗ Á Eq. [6.3.2.5.a]

S= ¤àà∗√µá Eq.[6.3.2.5.b]

¤ttm =

á√µ Eq.[6.3.2.5.c]

Siendo:

Icc: Intensidad de cortocircuito medidos en A. t: Tiempo de duración del cortocircuito medido en s. [t=0,5 s] K: Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor y las temperaturas

durante el cortocircuito.. En cable Al, k = 94 .

En cables Cu, K=143 S: Sección del conductor medido en mm2. Icc/S : Densidad de corriente máxima a soportar de acuerdo alasnormaUNE20435

en [A/mm2].


Página 232

6.3.2.5.1-. Cálculo por cortocircuito en los conductores de BT.

Tramo


máximo

[s]

Sección

[ mm2]

Número ternas por

fase

[ n ]

Coeficiente del

conductor (cobre)

Densidad de corriente Máximo de acuerdo norma UNE20435

Eq[6.3.2.5.c]

[kA/mm2]


I.adm.cc

[kA]


maximo I.cc.max

[KA]

2 0,5 300 1 143 0,202 60,67 40,45

3.1 0,5 240 1 143 0,202 48,53 15,38 3.2 0,5 95 1 143 0,202 19,21 15,38 *Comprobado que los cables seleccionados soportarán la intensidad de cortocircuito máximos:

Tramo 2Salida 1 trafo A a CCM energías : I.adm.cc [60,67 kA] > I.cc.max [40,45 kA] Tramo 3.1 CCM energías a cuadro local TG2 : I.adm.cc [48,53 kA] > I.cc.max [15,38 kA] Tramo 3.2 CCM energías a cuadro local TV : I.adm.cc [19,21 kA] > I.cc.max [15,38 kA]

6.3.3-. Cálculos eléctricos del sistema eléctrico afectado.

Ante un defecto de aislamiento, la corriente de defecto Id no está limitada más que por la impedancia de los cables del bucle del defecto. Así pues para nuestra instalación determinaremos la correcta actuación ante un defecto de aislamiento o intensidad de defecto en cada uno de los circuitos implicados para una salida determinadas.

iÍ = 0,8 ∗ «½â¹¨yd + ãä

Donde : Id : intensidad de defecto [A] Vo : Tensión simple o tensión de fase [v]

Rfase1 +RPE: Resistencia a final de línea [Ω ]

En efecto, durante un cortocircuito, se admite que las impedancias aguas arriba de la salida considerada provocan una caída de tensión del orden del 20% sobre la tensión simple Uo, que es la tensión nominal entre fase y tierra; de ahí el coeficiente 0,8. Por tanto, es necesario asegurar la desconexión automática e inmediata de la instalación o de parte de la misma. Siendo el defecto de aislamiento similar a un cortocircuito fase-neutro, el corte debe de realizarse con un dispositivo de protección contra cortocircuitos, al producirse una intensidad de defecto de valor superior a la actuación magnética (corte instantáneo) de la intensidad magnética de actuación de la protección.


Página 233

Impedancia Intensidad cortocircuito

cable Impedancia de inicio Total Comprobación de actuación

Id> Im

origen Destino

Longitud

[m]

R

[Ω]

X

[Ω]


[Ω]

Cortocircuito Final línea

Zcc2 [Ω]

Intensidad de defecto

Id [kA]

Intensidad magnética de

actuación [kA]

Salida Linia 1 del centro

transformador

Armario eléctrico

sala calderas

60

0,005 0,005 0,005708 0,013 14,15 5,04

Armario eléctrico sala

calderas

Armario Local TV

40 0,009 0,004 0,013 0,023 8,0 1,2

Impedancia Intensidad cortocircuito

cable Impedancia de inicio Total Comprobación de actuación

Id> Im

origen Destino Longitud

[m]

R

[Ω]

X

[Ω]


[Ω]

Cortocircuito Final línea

Zcc2 [Ω]

Intensidad de defecto

Id [kA]

Intensidad magnética de

actuación [kA]

Salida Línia 1 del centro

transformador

Armario eléctrico

sala calderas

60

0,005 0,005 0,005708 0,013 14,15 5,04


Armario Local TG2 60 0,006 0,005 0,013 0,021 8,76 2

En efecto queda comprobado que los dispositivos actuarán efectivamente ante un una intensidad de defecto en el tiempo estipulado, no existiendo riesgo contra contactos indirectos.

6.4-. Selectividad de las protecciones.

6.4.1-. Selectividad de las protecciones en Baja tensión.

El objetivo principal de cualquier esquema de protección automática contra defectos de aislamiento, sobrecargas, etc., es disparar el interruptor automático o fundir el fusible o los fusibles que controlan el circuito defectuoso únicamente, sin que se vean afectados los demás interruptores automáticos y fusibles. En instalaciones radiales arborescentes, esto significa disparar el interruptor automático o los fusibles aguas arriba más próximos, con lo que todas las cargas situadas aguas abajo se ven privadas inevitablemente del suministro. La corriente de cortocircuito (o sobrecarga) pasará por lo general a través de uno o más interruptores automáticos o fusibles situados aguas arriba del interruptor automático (o los fusibles) que controlan el cable defectuoso. Por “selectividad” se entiende que ninguno de los dispositivos de protección aguas arriba a través de los cuales pasa la corriente de defecto (o sobrecarga) funcionará antes de que entre en acción el dispositivo de protección que controla el circuito defectuoso. Por lo general, la selectividad se consigue incrementando el tiempo de funcionamiento de los dispositivos de protección a medida que su ubicación en una red se acerca a la fuente de alimentación. Así, si el dispositivo de protección más próximo al defecto no entra en funcionamiento, el siguiente dispositivo situado aguas arriba entrará en funcionamiento algo más tarde.


Página 234

6.4.1.1-. Selectividad de protecciones para la alimentación en B.T de los

servicio auxiliares de la turbina de gas TG2.

La alimentación al cuadro de campo requerida para los servicios auxiliares de la nueva turbina de vapor según el fabricante requiere una alimentación de 389 A , con lo que el interruptor automático que se disponía en la actualidad para abastecer del mismo servicio a la turbina de gas actual es suficiente para dicha función regulando sus parámetros de actuación a los indicadosen el apartado 6.4.2.2 dejando reflejado los interruptores de protección desde la salida en baja tensión del transformador hasta la protección a abastecer de energía eléctrica al cuadro de campo de la nueva turbina de gas TG2, así como los ajustes adoptados en cada uno de ellos de forma que se disponga de una selectividad total entre ellos.

Una vez la alimentación eléctrica llegue al cuadro local de la turbina de gas TG2, la distribución a cada uno de los elementos será según lo estipule el fabricante, protegiendo cada uno de los sub-circuitos del cuadro local adicionalmente mediante interruptores diferenciales.

En este apartado se comprobará que la alimentación a los cuadros locales de ambas turbinas, para sus servicio auxiliares, están dimensionados de forma que cumplan los requerimientos técnicos y normativos.

6.4.1.2-. Selectividad de protecciones para la alimentación en B.T de los

servicio auxiliares de la turbina de vapor.

La alimentación al cuadro local de campo requerida para los servicios auxiliares de la nueva turbina de vapor según el fabricante requiere una alimentación de 190 A con lo que el interruptor automático que se disponía en la actualidad para abastecer del mismo servicio a la turbina de vapor actual es suficiente para dicha función regulando sus parámetros de actuación a los indicados en el apartado 6.4.2.2 dejando reflejado los interruptores de protección desde la salida en baja tensión del transformador hasta la protección a abastecer de energía eléctrica al cuadro de campo de la nueva turbina de vapor, así como los ajustes adoptados en cada uno de ellos de forma que se disponga de una selectividad total entre ellos.

Una vez la alimentación eléctrica llegue al cuadro local de la turbina de vapor, la distribución a cada uno de los elementos será según lo estipule el fabricante, protegiendo cada uno de los sub-circuitos del cuadro local adicionalmente mediante interruptores diferenciales.


Página 235

6.4.2-. Ajustes selectividad protecciones B.T alimentación a sub-cuadros.

6.4.2.1-. Identificación de las protecciones afectadas en la selectividad.

(1)-. Interruptor cabecera general, del trafo A S.auxi de energías, anterior al embarrado distribución de salidas principales del transformador A. Interruptor automático tipo IZMB2.

(2)-. Interruptor salida 1 del embarrado general trafo S.auxi. Interruptor automático tipo IZNM3.

(3)-. Interruptor entrada del embarrado general 1 del CCM de la sala eléctrica energías. Interruptor automático tipo IZMN3

(4.1)-. Interruptor salida 1 del embarrado general 1 del CCM de la sala eléctrica energías hacia alimentación cuadro turbina de gas TG2. Interruptor automático tipo IZNM3

(4.2)-. Interruptor salida 2 del embarrado general 1 del CCM de la sala eléctrica energías hacia alimentación cuadro turbina de vapor TV. Interruptor automático tipo IZNM3.

6.4.2.2-. Ajustes de los interruptores magnéticos implicados

Ajuste de sobrecarga Ir

Este ajuste corresponde al valor de térmico o sobrecarga. Es decir, la parte alta de la curva de disparo. El valor que se fija en la ruleta multiplicará al valor de intensidad nominal del interruptor quedando ajustado el valor de sobrecarga de la protección

-. Interruptor (1): es un interruptor de 630 A con ajuste a 1 resultará calibrado a 2500 A.

-. Interruptor (2): es un interruptor de 630 A con ajuste a 0,9 resultará calibrado a 567 A.

-. Interruptor (3): es un interruptor de 630 A con ajuste a 0,8 resultará calibrado a 504 A.

-. Interruptor (4.1): es un interruptor de 400 A con ajuste a 1 resultará calibrado a 400 A.

-. Interruptor (4.2): es un interruptor de 250 A con ajuste a 0,8 resultará calibrado a 200 A.


Página 236

Ajuste magnético instantáneo II.

Este ajuste corresponde al valor del magnético instantáneo. Es decir, el valor alcual saltará de manera instantánea (y no temporizable) en el caso de cortocircuito.

-. Interruptor (1): Interruptor de 2500 A con ajuste Ii/n*In a 8 resultará calibrado a 20.000 A.



-. Interruptor (4.1): Interruptor de 400 A con ajuste Ii/n*In a 5 resultará calibrado a 2.000 A.

-. Interruptor (4.2): Interruptor de 250 A con ajuste Ii/n*In a 5 resultará calibrado a 1.250 A.

.Ajuste temporizado curva de disparo.

Con el siguiente ajuste se consigue temporizar la curva de disparo.

-. Interruptor (1): No dispone de dicha regulación.

-. Interruptor (2): Interruptor ajustado a 567 A (Ir) al regular a un valor de 6, tendremos lo siguiente: 567 x 6 = 3402 A // Con un consumo de 3402 A disparará a los 6 seg .

-. Interruptor (3): Interruptor ajustado a 504 A al regular a un valor de 4, tendremos lo siguiente:

504 x 6 = 3024 A // Con un consumo de 3024 A disparará a los 4 seg .

-. Interruptor (4.1): Interruptor ajustado a 400 A (Ir) al regular a un valor de 2, tendremos lo siguiente: 400 x 6 = 2400 A // Con un consumo de 2400 A disparará a los 2 seg .

-. Interruptor (4.2): Interruptor ajustado a 200 A (Ir) al regular a un valor de 2, tendremos lo siguiente: 200 x 6 = 1200 A // Con un consumo de 1200 A disparará a los 2 seg .


Página 237

Ajuste de valor de regulación magnética.

Este ajuste corresponde al valor de regulación magnética que será temporizado.


-. Interruptor (2): Interruptor ajustado a 567 A (Ir) al regular a un valor de Isd en 7, tendremos lo siguiente: 567 x 7 = 3969 A // Con un consumo de 3969 A actúa la regulación

magnética. -. Interruptor (3): Interruptor ajustado a 504 A al regular a un valor de 5, tendremos lo siguiente:

504 x 5 = 2520 A // Con un consumo de 2520 A actúa la regulación magnética.

-. Interruptor (4.1): Interruptor ajustado a 400 A (Ir) al ajustar a un valor de 5, tendremos lo siguiente: 400 x 5 = 2000 A // Con un consumo de 2000 A actúa la regulación

magnética.

-. Interruptor (4.2): Interruptor ajustado a 200 A (Ir) al ajustar Isd a un valor de 3, tendremos lo siguiente: 200 x 3 = 600 A // Con un consumo de 600 A actúa la regulación magnética.

Ajuste de retardo disparador magnético.

Ajuste de tiempo de retardo del disparador magnético, función del valor de regulación anterior.


-. Interruptor (2): Interruptor ajustado a 300 ms ,con lo que el disparador magnético será de 3969 A a partir de esos 300 ms después del comienzo de paso de corriente.

-. Interruptor (3): Interruptor ajustado a 200 ms ,con lo que el disparador magnético será de

2520 A a partir de esos 200 ms después del comienzo de paso de corriente. -. Interruptor (4.1): Interruptor ajustado a 100 ms ,con lo que el disparador magnético será de

2000 A a partir de esos 100 ms después del comienzo de paso de corriente. -. Interruptor (4.2): Interruptor ajustado a 100 ms ,con lo que el disparador magnético será de

600 A a partir de esos 100 ms después del comienzo de paso de corriente.


Página 238

6.4.2.3-. Diagrama selectividad en B.T. protecciones hasta cuadro local nueva turbina de gas.


Página 239

6.4.2.4-. Selectividad de las protecciones de abastecimiento a los servicios auxiliares de la nueva turbina de gas

TV.

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE SUSTITUCIÓN DE UN GRUPO DE COGENERACIÓN EN LA INDUSTRIA QUÍMICA DE TARRAGONA CAPÍTULO 2 ____________________________________________________________________________________________

Page 240

7-. Cálculos red de gas natural.

7.1-. Circuito y valores base para los cálculos.

7.1.1-. Diagrama simplificado de la red de gas natural.

Esquema 7.1.a : Diagrama simplificado de la instalacion de gas natural

Page 241

7.1.2-. Datos de partida de la instalación.

A continuación se muestran los principales datos característicos de la instalación de la red de gas natural afectada, que se puede visualizar en el plano unifilar anterior. Así pues, la red de gas natural, la hemos subdividido en varios tramos y ramales con el fin de evaluar su capacidad.

• Cabe reseñar que el se ha considerado la capacidad el suministro de gas natural a los quemador/es de las calderas como caudal máximo a una de las calderas (ya que GV4 y GV5 son calderas de capacidad similar) considerando que nunca funcionarán las dos calderas a su máxima producción.

7.2-. Cálculo de las líneas de gas natural.

7.2.1-. Cálculo línea gas desde ERM principal hasta planta cogeneración.

• Línea o Tramo : 1 • Denominación : ERM principal -planta cogeneración

7.2.1.1-. Datos de diseño

Los datos de diseño de línea de instalación son los siguientes:

Presión mínima garantizada: Pmin 22,0 bar Presión mínima garantizada absoluta : P 23,0 bar. Presión máxima de operación (MOP) Ps 32,0 bar Caudal de diseño Qn 6.857 Nm3/h Diámetro nominal DN 100 Diámetro exterior Dext 114,3 mm Espesor e 6,02 mm ANSI Sch40 Diámetro interior D 102,26 mm Factor de compresibilidad Z 1

7.2.1.2- .Resultados de cálculo.

7.2.1.2.1-. Velocidad. La velocidad se determina a partir de la siguiente fórmula: Velocidad = 378 * (Qn * Z) / (P * D^2) = 10,77 m/s Debe ser inferior a 20 m/s en líneas de distribución interior: velocidad < 20 m/s Debe ser inferior a 30 m/s en líneas de acometida: velocidad < 30 m/s Así pues verificando la fórmula : Velocidad correcta

Page 242

7.2.1.2.2-. Pérdida de carga.

Calculada a partir de la fórmula de Renouard simplificada para gases: P1^2 - P2^2 = 51,5 * s * L * Qn^1,82 * D^-4,82 Donde:

P1 = Presión inicial absoluta 23,0 bar P2 = Presión final absoluta s = Densidad corregida 0,64 kg/Nm3 L = Longitud equivalente de la conducción 104 m Qn = Caudal de diseño 6.857 Nm3/h D = Diámetro interior 102,26 mm

Aplicando la fórmula resulta: Q/D < 150 67 ratio correcto P1^2 - P2^2 6,761 P2 22,866 bar Caída de presión en el tramo ∆p 0,147 bar Valor referencia ∆p 3% 0,660 bar Para la línea de acometida se debe minimizar esta pérdida de presión para asegurar elbuen funcionamiento del regulador. Para el resto la limitación de velocidad es suficiente, no obstante, se recomienda analizar con más en detalle si el tramo supera los 0,5 baren valor absoluto o el 3% en valor relativo. Así pues, en este caso: ∆p correcta.

7.2.1.2.3-. Espesor.

El espesor de la tubería mínimo se calculará de conformidad con la normativa vigente (UNE 60-309-83) e min = P * Dext / (20 * se * F * C) Donde:

e min = Espesor mínimo requerido P = Presión de cálculo de la tubería MIP 38,4 bar Dext = Diámetro exterior de la tubería 114,3 mm se = Límite elástico mínimo 225 N/mm2 AC F = Coeficiente de cálculo 0,4 s/ UNE 60-302 categoría 4ª C = Factor eficiencia soldadura 1 para tubos sin soldadura

Efectuando los cálculos resulta:

Espesor mínimo requerido = 2,03 mm Espesor ANSI Sch40 establecido 6,02 mm Espesor correcto.

Page 243

7.2.2-. Cálculo línea gas desde planta cogeneración hasta ERM TG1-TG2.

• Línea o tramo : 2 • Denominación : Planta cogeneración - ERM Turbinas

7.2.2.1-. Datos de diseño.

Los datos de diseño de línea de instalación son los siguientes: Presión mínima garantizada: Pmin 22,0 bar Presión mínima garantizada absoluta : P 23,0 bar Presión máxima de operación (MOP): Ps 32,0 bar Caudal de diseño: Qn 3.886 Nm3/h Diámetro nominal: DN 100 Diámetro exterior: Dext 114,3 mm Espesor: e 6,02 mm ANSI Sch40 Diámetro interior: D 102,26 mm Factor de compresibilidad: Z 1

7.2.2.2-. Resultados de cálculo.

7.2.2.2.1-. Velocidad.

La velocidad se determina a partir de la siguiente fórmula: Velocidad = 378 * (Qn * Z) / (P * D^2) = 6,10 m/s Debe ser inferior a 20 m/s en líneas de distribución interior: velocidad < 20 m/s Debe ser inferior a 30 m/s en líneas de acometida: velocidad < 30 m/s Así pues verificando la fórmula : Velocidad correcta.



P1 = presión inicial absoluta 23,0 bar P2 = presión final absoluta s = densidad corregida 0,64 kg/Nm3 L = longitud equivalente de la conducción 26 m Qn = caudal de diseño 3.886 Nm3/h D = diámetro interior 102,26 mm

Page 244

Aplicando la fórmula resulta:

Q/D < 150 38,00 ratio correcto P1^2 - P2^2 0,601 P2 22,98 bar Caída de presión en el tramo ∆p 0,013 bar Valor referencia ∆p 3% 0,690 bar Para la línea de acometida se debe minimizar esta pérdida de presión para asegurar elbuen funcionamiento del regulador. Para el resto la limitación de velocidad es suficiente. No obstante se recomienda analizar con más en detalle si el tramo supera los 0,5 baren valor absoluto o el 3% en valor relativo. Así pues, en este caso: ∆p correcta.

7.2.2.2.3-. Espesor.


e min = espesor mínimo requerido P = presión de cálculo de la tubería MIP 32 bar Dext = diámetro exterior de la tubería 114,3 mm se = límite elástico mínimo 225 N/mm2 AC F = coeficiente de cálculo 0,4 s/ UNE 60-302 categoría 4ª C = factor eficiencia soldadura 1 para tubos sin soldadura Efectuando los cálculos resulta:

espesor mínimo requerido = 2,03 mm espesor ANSI Sch40 establecido 6,02 mm Espesor correcto


Page 245

7.2.3-. Cálculo línea de gas desde ERM turbinas hasta bifurcación TG´s.

• Línea o Tramo : 3 • Denominación : ERM Turbinas- Bifurcacion TG´s



Presión mínima garantizada: Pmin 22,0 bar Presión mínima garantizada absoluta : P 23,0 bar Presión máxima de operación (MOP): Ps 32,0 bar Caudal de diseño: Qn 3.886 Nm3/h Diámetro nominal: DN 80 Diámetro exterior: Dext 88,9 mm Espesor : e 5,49 mm ANSI Sch40 Diámetro interior: D 77,92 mm Factor de compresibilidad: Z 1




7.2.3.2.2-. Pérdida de carga



Page 246


Q/D < 150 49,87 ratio correcto P1^2 - P2^2 1,886 P2 22,95 bar Caída de presión en el tramo ∆p 0,041 bar Valor referencia ∆p 3% 0,690 bar Para la línea de acometida se debe minimizar esta pérdida de presión para asegurar el buen funcionamiento del regulador. Para el resto la limitación de velocidad es suficiente. No obstante se recomienda analizar con más en detalle si el tramo supera los 0,5 bar en valor absoluto o el 3% en valor relativo.

Así pues, en este caso : ∆p correcta.

7.2.3.2.3-. Espesor.


e min = espesor mínimo requerido P = presión de cálculo de la tubería MIP 32 bar Dext = diámetro exterior de la tubería 88,9 mm se = límite elástico mínimo 225 N/mm2 AC F = coeficiente de cálculo 0,4 s/ UNE 60-302 categoría 4ª C = factor eficiencia soldadura 1 para tubos sin soldadura


Espesor mínimo requerido = 1,58 mm Espesor ANSI Sch40 establecido 5,49 mm Espesor correcto

Page 247

7.2.4-. Cálculo línea de gas desde bifurcación TG´s hasta TG1.

• Línea o Tramo : 4 • Denominación : Bifurcación TG´s - TG1



Presión mínima garantizada: Pmin 22,0 bar Presión mínima garantizada absoluta : P 23,0 bar Presión máxima de operación (MOP) Ps 32,0 bar Caudal de diseño: Qn 1.534 Nm3/h Diámetro nominal: DN 50 mm Diámetro exterior: Dext 60,3 mm Espesor: e 3,91 mm ANSI Sch40 Diámetro interior: D 52,48 mm Factor de compresibilidad: Z 1


7.2.4.2.1. Velocidad.

La velocidad se determina a partir de la siguiente fórmula: Velocidad = 378 * (Qn * Z) / (P * D^2) = 9,15 m/s Debe ser inferior a 20 m/s en líneas de distribución interior: velocidad < 20 m/s Debe ser inferior a 30 m/s en líneas de acometida: velocidad < 30 m/s Así pues verificando la fórmula : Velocidad correcta



P1 = presión inicial absoluta 23,0 bar P2 = presión final absoluta s = densidad corregida 0,64 kg/Nm3 L = longitud equivalente de la conducción 17,5 m Qn = caudal de diseño 1.534 Nm3/h D = diámetro interior 52,48 mm

Page 248


Q/D < 150 29,23 ratio correcto P1^2 - P2^2 1,857 P2 22,95 bar Caída de presión en el tramo ∆p 0,040 bar Valor referencia ∆p 3% 0,690 bar Para la línea de acometida se debe minimizar esta pérdida de presión para asegurar el buen funcionamiento del regulador. Para el resto la limitación de velocidad es suficiente. No obstante se recomienda analizar con más en detalle si el tramo supera los 0,5 bar.g en valor absoluto o el 3% en valor relativo Así pues, en este caso : ∆p correcta

7.2.4.2.3-. Espesor.


e min = espesor mínimo requerido: P = presión de cálculo de la tubería MIP: 32 bar Dext = diámetro exterior de la tubería: 60,3 mm se = límite elástico mínimo: 225 N/mm2 AC F = coeficiente de cálculo: 0,4 s/ UNE 60-302 categoría 4ª C = factor eficiencia soldadura: 1 para tubos sin soldadura


Espesor mínimo requerido : 1,072 mm Espesor ANSI Sch40 establecido 3,91 mm Espesor correcto


Page 249

7.2.5-. Cálculo línea de gas de bifurcación TG´s hasta TG2.

• Línea o Tramo : 5 • Denominación : Bifurcación TG´s- TG2



Presión mínima garantizada: Pmin 22,0 bar Presión mínima garantizada absoluta : P 23,0 bar Presión máxima de operación (MOP) Ps 32,0 bar Caudal de diseño Qn 2.352 Nm3/h Diámetro nominal DN 50 Diámetro exterior Dext 60,3 mm Espesor e 3,91 mm ANSI Sch40 Diámetro interior D 52,48 mm Factor de compresibilidad Z 1





Calculada a partir de la fórmula de Renouard simplificada para gases: P1^2 - P2^2 = 51,5 * s * L * Qn^1,82 * D^-4,82 Dónde:

P1 = presión inicial absoluta 23,0 bar P2 = presión final absoluta s = densidad corregida 0,64 kg/Nm3 L = longitud equivalente de la conducción 32,5 m Qn = caudal de diseño 2.352 Nm3/h D = diámetro interior 52,48 mm

Page 250


Q/D < 150 44,81 ratio correcto P1^2 - P2^2 7,507 P2 22,83 bar Caída de presión en el tramo ∆p 0,16 bar Valor referencia ∆p 3% 0,690 bar Para la línea de acometida se debe minimizar esta pérdida de presión para asegurar el buen funcionamiento del regulador. Para el resto la limitación de velocidad es suficiente. No obstante se recomienda analizar con más en detalle si el tramo supera los 0,5 bar. en valor absoluto o el 3% en valor relativo.

Así pues, en este caso: ∆p correcta

7.2.5.2.3-. Espesor.

El espesor de la tubería mínimo se calculará de conformidad con la normativa vigente (UNE 60-309-83). e min = P * Dext / (20 * se * F * C) Donde:

e min = espesor mínimo requerido P = presión de cálculo de la tubería MIP 32 bar Dext = diámetro exterior de la tubería 60,3 mm se = límite elástico mínimo 225 N/mm2 AC F = coeficiente de cálculo 0,4 s/ UNE 60-302 categoría 4ª C = factor eficiencia soldadura 1 para tubos sin soldadura Efectuando los cálculos resulta:

espesor mínimo requerido = 1,072 mm espesor ANSI Sch40 establecido 3,91 mm Espesor correcto.


Page 251

7.2.6-.Cálculo línea gas desde planta cogeneración hasta ERM calderas.

• Línea o Tramo : 6 • Denominación : Planta cogeneración- ERM calderas.


Los datos de diseño de línea de instalación son los siguientes: Presión mínima garantizada: Pmin 22,0 bar Presión mínima garantizada absoluta : P 23,0 bar Presión máxima de operación (MOP) Ps 32,0 bar. Caudal de diseño Qn 2.972 Nm3/h Diámetro nominal DN 100 Diámetro exterior Dext 114,3 mm Espesor e 6,02 mm ANSI Sch40 Diámetro interior D 102,26 mm Factor de compresibilidad Z 1





Calculada a partir de la fórmula de Renouard simplificada para gases:

P1^2 - P2^2 = 51,5 * s * L * Qn^1,82 * D^-4,82 Donde:


Page 252


Q/D < 150 29,063 ratio correcto P1^2 - P2^2 0,184 P2 22,99 bar Caída de presión en el tramo ∆p 0,009 bar Valor referencia ∆p 3% 0,690 bar Para la línea de acometida se debe minimizar esta pérdida de presión para asegurar el buen funcionamiento del regulador. Para el resto la limitación de velocidad es suficiente. No obstante se recomienda analizar con más en detalle si el tramo supera los 0,5 bar en valor absoluto o el 3% en valor relativo. Así pues, en este caso: ∆p correcta

7.2.6.2.3-. Espesor.


e min = espesor mínimo requerido P = presión de cálculo de la tubería MIP 32 bar Dext = diámetro exterior de la tubería 114,3 mm se = límite elástico mínimo 225 N/mm2 AC F = coeficiente de cálculo 0,4 s/ UNE 60-302 categoría 4ª C = factor eficiencia soldadura 1 Para tubos sin soldadura

Page 253

7.2.7-.Cálculo línea gas desde ERM calderas hasta bifurcación calderas .

• Línea o Tramo : 7 • Denominación : ERM calderas- Bifuracación Calderas


Los datos de diseño de línea de instalación son los siguientes: Presión mínima garantizada: Pmin 3,0 bar Presión mínima garantizada absoluta : P 4,0 bar Presión máxima de operación (MOP) Ps 5,0 bar Caudal de diseño Qn 2.972 Nm3/h Diámetro nominal DN 125 Diámetro exterior Dext 139,7 mm Espesor e 6,55 mm ANSI Sch40 Diámetro interior D 126,6 mm Factor de compresibilidad Z 1



La velocidad se determina a partir de la siguiente fórmula: Velocidad = 378 * (Qn * Z) / (P * D^2) = 17,52 m/s Debe ser inferior a 20 m/s en líneas de distribución interior: velocidad < 20 m/s. Debe ser inferior a 30 m/s en líneas de acometida: velocidad < 30 m/s. Así pues verificando la fórmula : Velocidad correcta



P1 = presión inicial absoluta 4,0 bar P2 = presión final absoluta s = densidad corregida 0,64 kg/Nm3 L = longitud equivalente de la conducción 18 m Qn = caudal de diseño 2.972 Nm3/h D = diámetro interior 126, 6 mm

Page 254


Q/D < 150 23,47 ratio correcto P1^2 - P2^2 0,091 P2 3,988 bar Caída de presión en el tramo ∆p 0,011 bar Valor referencia ∆p 3% 0,120 bar Para la línea de acometida se debe minimizar esta pérdida de presión para asegurar el buen funcionamiento del regulador. Para el resto la limitación de velocidad es suficiente. No obstante se recomienda analizar con más en detalle si el tramo supera los 0,5 bar en valor absoluto o el 3% en valor relativo Así pues, en este caso : ∆p correcta

7.2.7.2.3-. Espesor.


Page 255

7.2.8-. Cálculo líneas de gas desde bifurcación calderas hasta GV5.

• Línea o Tramo : 8 • Denominación : Bifurcación Calderas – GV5.


Los datos de diseño de línea de instalación son los siguientes: Presión mínima garantizada: Pmin 3,0 bar Presión mínima garantizada absoluta : P 4,0 bar Presión máxima de operación (MOP) Ps 5,0 bar Caudal de diseño Qn 2.972 Nm3/h Diámetro nominal DN 125 Diámetro exterior Dext 139,7 mm Espesor e 6,55 mm ANSI Sch40 Diámetro interior D 126,6 mm Factor de compresibilidad Z 1







Page 256


Q/D < 150 23,47 ratio correcto P1^2 - P2^2 0,11 P2 3,988 bar Caída de presión en el tramo ∆p 0,014 bar Valor referencia ∆p 3% 0,120 bar Para la línea de acometida se debe minimizar esta pérdida de presión para asegurar el buen funcionamiento del regulador. Para el resto la limitación de velocidad es suficiente. No obstante se recomienda analizar con más en detalle si el tramo supera los 0,5 bar en valor absoluto o el 3% en valor relativo.

Así pues, en este caso : ∆p correcta.

7.2.8.2.3-. Espesor.



Efectuando los cálculos resulta: espesor mínimo requerido = 0,388 mm espesor ANSI Sch40 establecido 6,55 mm Espesor correcto.

Page 257

7.2.9-. Cálculo línea gas desde bifurcación calderas hasta GV4.

• Línea o Tramo : 9 • Denominación: Bifurcación Calderas – GV4



Presión mínima garantizada: Pmin 3,0 bar Presión mínima garantizada absoluta : P 4,0 bar Presión máxima de operación (MOP) Ps 5,0 bar Caudal de diseño Qn 2.972 Nm3/h Diámetro nominal DN 125 Diámetro exterior Dext 139,7 mm Espesor e 6,55 mm ANSI Sch40 Diámetro interior D 126,6 mm Factor de compresibilidad Z 1


7.2.9.2.1. Velocidad.

La velocidad se determina a partir de la siguiente fórmula: Velocidad = 378 * (Qn * Z) / (P * D^2) = 17,52 m/s Debe ser inferior a 20 m/s en líneas de distribución interior: velocidad < 20 m/s Debe ser inferior a 30 m/s en líneas de acometida: velocidad < 30 m/s Así pues verificando la fórmula : Velocidad correcta .

Page 258


Q/D < 150 23,47 ratio correcto P1^2 - P2^2 0,14 P2 3,982 bar Caída de presión en el tramo ∆p 0,017 bar Valor referencia ∆p 3% 0,120 bar Para la línea de acometida se debe minimizar esta pérdida de presión para asegurar el buen funcionamiento del regulador. Para el resto la limitación de velocidad es suficiente. No obstante se recomienda analizar con más en detalle si el tramo supera los 0,5 bar en valor absoluto o el 3% en valor relativo. Así pues, en este caso : ∆p correcta.

7.2.9.2.3-. Espesor





7.3-. Tabla resumen de los cálculos de las líneas de gas natural.

A continuación queda expuesta de una tabla resumen de los valores obtenidos en éste cálculo de las tuberías de gas natural.

Página 259

Línia o tramo Identif 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Origen ERM Planta Cogen ERM tg1-tg2 Bifurcación TG´s Bifurcación TG´s Plata Cogen ERM GV Bifurcación GV Bifurcación GV

Fin Planta. Cogen ERM tg1-tg2 bifurcación TG1 TG2 ERM GV bifurcación GV GV5 GV4

Identificación: unidad

PRESIÓN MÍN.GARANTIZ. bar 22 22 22 22 22 22 3 3 3

PRESIÓN MIN. DE SERVICIO bar 23 23 23 23 23 23 4 4 4

Presión máxima de operación (MOP)

bar 32 32 32 32 32 32 5 5 5

FACTOR DE COMPRES.(1) Z 1 1 1 1 1 1 1 1 1

CAUDAL DE DISEÑO. Nm3/h 6.858 3.886 3.886 1.534 2.352 2.972 2.972 2.972 2.972

DIÁMETRO NOMINAL. mm 100 100 80 50 50 100 125 125 125

Diámetro exterior. mm 114,3 114,3 88,9 60,3 60,3 114,3 139,7 139,7 139,7

Espesor. mm 6,02 6,02 5,49 3,91 3,91 6,02 6,55 6,55 6,55

Diámetro interior. mm 102,26 102,26 77,92 52,48 52,48 102,26 126,6 126,6 126,6

NORMA. (2) ANSI Sch40 ANSI Sch40 ANSI Sch40 ANSI Sch40 ANSI Sch40 ANSI Sch40 ANSI Sch40 ANSI Sch40 ANSI Sch40

MATERIAL. (3) AC AC AC AC AC AC AC AC AC

LONGITUD m 80 10 10 10 20 15 10 15 20

CODOS u 6 4 4 3 5 4 2 2 2

Longitud equivalente. m 104 26 22 17,5 32,5 31 18 23 28

Velocidad m/s 10,777 6,107 10,519 9,154 14,035 4,671 17,523 17,523 17,523

∆p bar 0,147 0,013 0,041 0,040 0,164 0,0096 0,120 0,015 0,018

velocidad<20 m/s velocidad<20 m/s velocidad<20 m/s velocidad<20 m/s velocidad<20 m/s velocidad<20 m/s velocidad<20 m/s velocidad<20 m/s velocidad<20 m/s

∆P es correcta ∆P es correcta ∆P es correcta ∆P es correcta ∆P es correcta ∆P es correcta ∆P es correcta ∆P es correcta ∆P es correcta

espesor correcto espesor correcto espesor correcto espesor correcto espesor correcto espesor correcto espesor correcto espesor correcto espesor correcto

(1) Z=1 ; Valor conservador para el cálculo de velocidad.

(2) DIN2448, DIN2440, ANSI Sch10, ANSI Sch40 , ANSI Sch80

(3) AC para acero al carbono ST37 o A-53/A106 grado A

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE SUSTITUCIÓN DE UN GRUPO DE COGENERACIÓN EN LA INDUSTRIA QUÍMICA DE TARRAGONA CAPÍTULO 3 ____________________________________________________________________________________________________

Página 260

CAPÍTULO 3:

PLANOS



Fecha: Abril 2014



TARRAGONA .

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE SUSTITUCIÓN DE UN GRUPO DE COGENERACIÓN EN LA INDUSTRIA QUÍMICA DE TARRAGONA CAPÍTULO 3 ____________________________________________________________________________________________________

Página 261

ÍNDICE.

CAPÍTULO 3: PLANOS.

1-. Situación de la nueva cogeneración a instalar en Tárraco Químic ……………… …PLANO 1

2-. Emplazamiento de la nueva cogeneración a instalar en Táraco Químic……..........PLANO 2

3-. Sala de calderas, turbinas de gas y vapor a instalar …………………………….…..PLANO 3

4-. Diagrama de proceso, planta de cogeneración Tárraco Químic………………….....PLANO 4

5-. Distribución de la red e BT y MT eléctrica implicada en la nueva instalación ...…..PLANO 5

6-. Esquema unifilar de MT instalación afectada…………………………………..……....PLANO 6

7-. Esquema unifilar de BT instalación afectada……………………………………………PLANO 7

8 -. Disposición de las celdas en subestación principal………………………….……….PLANO 8

9 -. Disposición de las tierras en la subestación principal………………………………..PLANO 9

10-. Evacuación y dispositivos de protección contra-incendios ……………………..PLANO 10

11-. Partes constructivas de la nueva turbina de gas Taurus T-70……………………..PLANO 11

12-. Esquema unifilar nueva turbina de gas TG2………….………………………..….....PLANO 12

13-. Isométrica nueva turbina de vapor KKK……………………………………………….PLANO 13

14-. Esquema unifilar nueva turbina de vapor……………………………………………..PLANO 14

15-. Protecciones diferencial generador 1 TV……………………………………………..PLANO 15

16-. Protecciones y medidas generador 1 TV……………………………………………..PLANO 16

SITUACION DE LA NUEVACOGENERACION A INSTALAREN TARRACO QUIMIC

C aldera 540 tn/h30 bar 325ºC

Tur bina de ga sTG-1

Airecombustion

G -2

FI QRF0012

VE 001

CHA- C5

CB - C5

1

4

G -3

GasN atural22 bar

E.R.M GASACALDERA

E.R.M GASCOGENERACION

CHA-C6

COLECTOR30 BAR

VAPO R 30 Barap lantas

VAPO R 5 Barap lantas

CO LECTOR5 BAR

Airecombustion

GRUPODEOX

AGUAAPOR TACION

RETORN OCOND ENSADOS

CONDENSAD OSA TORRE SREFR IGER ACION

Energía eléctr ica generadaTur bi na gas TG-1 [ G2]Turbi na gas TG-2 [ G3 ]Turbina gas TV [G1 ]E.gen

Energia electr icagenerada TG1

Energia electr icagenerada TG2

Energia electri cagenerada TV

V alorkWh Li nia

1

2

3

FI QRF0011

FIC RF0022

FI CRF0 021

Consumo Gas NaturalTur bi na gas TG-1 [ ]Turbi na gas TG-2 [ ]

15.83022.950

1.4182.056

4.7007.733712

13.145

ValorNm³/h

Val orTn/h

123

FIR

F0011.1

FI RF0 011.1

6

456Caldera GV 5 quem adores 1.430 129

FIRF0012.1

Q 40.230 3.604

Energía térmica recuparada

Corr es. gases TG1 [ ]Corres . quemadores CV5 [ ]Caldera GV5 conjunto

9.2301.43010.660 7

7

8

Caldera rec uperadora GV6 811.450

11,321,713,0214,04

Vapor 30 bar a TVVapor de 5 bar salida TVVapor 5 bar a desgasificadorRetorno de condensadosAgua al im entaci on aporteVapor 5 bar a desgasificador

-12.74011.950

910

-15,0814,89

9

10

Tur bina de Vapo rTV

FICRF0023

F IC RF0024

110 0-210-470

1213

-2,21-27,12

11

FICRF0025

12FIQF0031

FIQF0032

12

13

V 20.600

Ref H ƞ = 0,9

REE = 72%

VE 001/ 002 : Vent ilador elect ri co ai reCB -C5/ C6 : Clapeta gases a caldera o chimenea auxiliar

CB -C6

CHA -C5/C6 : Chimenea auxiliar cogeneraci on 1 o 2

RC -C5

PC -C5

PC - C6

RC -C6

RC -C4/ C5/C6 : Recalentador caldera 4/ 5/ 6PC -C5/C6 : Purgas cont inuas cal deras C5/6

QE -C5

QE -C4/C5 : Quemadores cal dera 4/ 5

AV 2

AV 1

AV-1/2 : Atemperador de vapor

DT

BAC

DT : Desgasficador t erm icoBAC : Grupo de bombas aliment aci on a calderas

TG1

TG 2

TV

TG1/2 :T urbina de gas 1/2TV : Turbina de vapor

LIS TA DEEQUIPOS IND ICADOS

IPA0 01

ECO GV5

ECO GV6

I PA 001 : Int ercambiador de placasECO GV 4/5/ 6 : Economi zador caldera 4/ 5 /6

Linia de v apor 30 bar

Línia de v apor de 5 bar

Linia de gas natural

Linia de agua de aliment ac ion

Linia de Ret orno de c ondens ado plantas

Lí nia el ec tri ca

Aire ambient e

Gas es de c ombust ion

C aldera 445tn/h30 bar 325ºC

RC - C4FI RF00X XX

FI CRFXX

ECO GV 4

QE -C4

CH GV6

CH GV4/ 5/6 : Chimenea caldera 4/ 5 /6

Corres. quemadores CV4 0 0

14

14

CH GV5CH GV4

C aldera 611-14 tn/h30 bar 325ºC

VE 002

AIREAM BI ENTE

Diagrama de procesoPlanta de cogeneracionTarraco Quimic

G-1

TG1

NUEVA TURBINATG2 TAURUS T70A IN STLAR

Caldera Nº 4

DesgasificadorTermico

Gr upodesoxige nador

Caldera Nº5CalderaN º6

TG2

PLANTA DE TRA TAMIENTO AGUAS

Saladecon trol

Sala e lectricaenergias

CENTROTRANSORMACIONENERGÍAS

TRANSFORMADORES DE RED 25 / 6 kVTR1: 10 MVATR2: 16 MVA

TRANSFORMADORES PLANTA ENERGÍASDISTRIBUCION DE BT 6 / 0,4 kVTRA: 1,6 MVA ( Transformador serv.auxil area calderas )TRB: 1,6 MVATRC: 1,6 MVA ( TRANSFORMADOREMERGENCIA )

Distribución cables de salida de los generadores( TV y TG2 ) hasta los interruptores de lineacorrespondientes en subestación principal de lafactoría para a limentación a embarrado 6 kV.Soportados en bandeja en puente de tuberíashastacruce con calle, donde pasan a instalarse de formasubterranea bajo tubo p rotecto r .[CABLES A INSTALAR/SUSTITUIR]

Distribución cab les de alimentación en BT [0 ,4 kV] acuadros locales turbinas afectadas ( TV y TG2 )soportados median te bande jas en puente detuberías.[CABLES A INSTALAR /SUSTITUIR )

Distribución cables de alimentación en BT [0,4 kV]implicado para la alimentación de l cuarto electricode ca lderas para la distribución de electricidad a lasturbinas afectadas

Distribución cab les de alimentación a l transformadorTRA de se rvicios auxilia res de calderasprocedentes de l embarrado [6 kV ] subestaciónprincipal factoria.

DISTRIBUCIÓN DE LA RED DEBT YMT LECTRICA IMPLICADAEN LA NUEVA INSTALACION

TRA TRB TRC

TR1 TR2

N2XSY 12 / 20 kV3d e 3 ( 1x 240 / 25 )mm²

N2XSY12/20kV

3(1x240/25)mm²

NYY 1 kV3 x 240 / 1 20 mm²

NYY1kV

3x95/70mm²

Embarrado distribuciónen B.T. 0,4 kV

Embarrado distribuciónsubestacion principal 6 kV

Cuadro de distribucion local enBTde las tubinas afectadas ( TV y TG2 )

Tubos subterraneos para lacanalización de los tendidoselectricos hasta la subestaciónprincipal.

CUARTO PROTECCIONESDE LASACOMETIDAS A LOS TRANSFORMADORESDE RED PRINCIPA LES .( PROPIEDAD EMPRESA DIS TR IBUIDORA )

SUVESTACION PRINC IPALTARRACO QUIMIC

NYY1kV

3x300/150mm²

Lín ia 1FECSA25 kV

CUARTOFECSA ENTARRACOQUIMIC

GENERADOR 1(TURBINA VAPOR)1. 700 kVAIn = 155 AVn=6, 3 kVXg =16%1500 rpm 50 Hz

G1GENERADOR 2( TURBINA GAS 1 )6.870 kVAIn = 629 AVn= 6, 3kVXg= 18%1500 rpm 50 Hz

G2GENERADOR 3(TURBINA GAS 2 )9. 300 kVAIn = 861 AVn = 6, 3 kVXg=20%1500 rpm 50Hz

G3

Serviciosauxiliareszona calderas

1,6M VA6/0,4 kV

XXMVA6 /0, 4 kV

XXMVA6/ 0,4 kV

1,6 MVA6 /0, 4 kV

1,6MVA6/ 0, 4 kV

N2XSEY

12/20kV

N2XSEY12/20kV

DYV630 A

DYG11250 A

DYG21250 A

(3x(3X240))mm2

(3x(1X240))mm2

TRAFO 1Yd5 Ucc =10%S =10 MVA25 / 6,3 kVIn1 = 231AIn2 = 916A

TRAFO 3Yd5 Ucc=12%S= 16 MVA25 / 6,3 kVIn1 = 369AIn2 = 1463A

PM.1 PM.2

PM.3

E

Barra servicio

Barras Emergencia

N2XSEY12/20kV

3x(3x240))mm2

Esquema unifilar MTinstalacion afectada

Plano 6

Lín ia 2FECSA25 kV

Trafo EEmergencia

ConsumosplantaZona compresores

Consumosplant a "PUR"

Consumospl ant a "PUR

DYAc1800 A

DYC DYC

Bat ería de condensadoresauxiliar 2000 kVArcorreccion fact or de potenciaenMT.

DYR1 DYR2

DYR1.11250 A

DYR2.11600 A

DYTR.aux630 A

N2XSEY12/20kV

3x(3x300))mm2

N2XSEY12/20kV

(3x(2X240))mm2

DYTR.E.a630 A

TRAFO AEnergi as

TRAFO BEnergí as

TRAFO EEnergias

2500 A 2500 A 2500 A

SUBESTACION PRINCIPALTARRACO QUIMIC

ESTACIONTRANSFORMADORAENERGIAS

ESTACIONTRANSFORMADORAPUR

XXM VA6 /0, 4 kV

Trafo EEmergenciaplant a "PUR"

INSTALACIO N AMODIFI CACION/ SUST ITUCIÓN

INSTALACIO N ACTUAL SINMODIFICACIÓN

Serv iciosauxil iaresca lde ras

1,6 MVADy56/0,4 kV

TRAFO EEmergenc ia

1,6 MVADy 51,6 MVA

6 /0,4 kV

1,6 MVADy56/0,4 kV

Se rv iciosaux il iarescompres ores

2500 A 2500 A 2500A

2500 A 2500 A

IZMB1630 A

NAYY-J3x300/150mm²

IZMB1630 A

NMZ3250 A

NZMB1100 A

NAYY-J3x300/150mm2

IZMB1630A

ALIMENTACION2

DISTRIBUCIÓN

CUADROSSALA

ELECTRICA

CALDERAS

ALIMENTACION1

CUADROSDISTRIBUCION

ENSALAELECTRICA

CALDERAS

IZMB1630 A

NYY1kV

3x240/120mm²

NYY1kV

3x95/70mm²

U< U<

TR AF O AEnergias

T RAFO BEnergias

NZMB150A

ALIME NTAC ION AARMAR IOLOC ALTURBIN A TG1

ALIMEN TAC ION ASU BCU ADR OSD EBOMBASALIMEN TAC IONAC ALD ERAS.

ALIMEN TAC ION ASUBCU ADR OSD EVENTILAD OR AIREFRE SCO CALD ERA 4.

ALIMENT ACION ASUBCUADROSDEVEN TILADOR AIREFRESC OC ALDER A 5.

ALIMEN TACION ASUBCUADRODISTR IBUC IONBOMB ASDOSIFIC ADORAS YTOMA SCET AC.

NAYY-J3x300/150mm2

IZMB1630 A

ALIMENTACION3

DISTRIBUCIÓN

CUADROSSALA

ELECTRICA

CALDERAS

IZMB163 0 A

ALIMEN TACION AAR MARIO LOCALTUR BINA V APOR

ALIMEN TAC ION AAR MARIO GRUPOSA I C ALDE RAS

ALIMEN TAC ION AAR MARIO LOC ALTU BINA DE GAS TG2

CD3- CCMEnergí as

CD2- CCMEnergías

CD1- CCMEnergías

ALIMEN TACION ASUBCUADR OSTOMA SCET ACDISTR IBUID ASPLANT A DETRA TAMIENTO YABA STEC IMIEN TODE A GU AS

ALIMEN TACION ASUBCUADROALIMEN TACIONESIN TER IOR ES Y SA LADEC ON TROL

ALIME NTA CION ASUBCUADROALIME NTAC IONILUMINA CIONEX TERIOR.

ALIMENT ACION ASUBCUADROSERV ICIOS AU XILIAR ESPLANTA ENERGIAS .(A REA PLANTATRATA MIE NTO DEAGUAS )

NAYY-J3x240/120mm2

IZMB1630 A

ALIMENTACION1

DISTRIBUCIÓN

CUADROS

VENTILADORES

TORRES

ALIME NTAC ION ASU BCU ADROSVENTILAD OR Nº1TORR E 1

ALIMEN TAC ION ASUBCU ADR OSVEN TILADORN º2TORR E 1

A1A2A3 B1 B2 B3

ESTACIÓNTRANSFORMADORAENERGIAS

OTR OSSER VICIOS

NAYY-J3x240/120mm2

IZMB1630 A

ALIMENTACION2

DISTRIBUCIÓN

CUADROS

VENTILADORES

TORRES

ALIME NTA CION ASUBCUADROSVENTILAD OR Nº3TORRE 1

ALIMEN TAC ION ASU BCU ADR OSVENTILAD ORN º4TORR E 1

SALA ELECTRICATORRES REFRIGERACION

Esquema unifilar BTinstalación afectada

Plano 7INSTALACION AMODIFI CACION/ SUSTITUCIÓN

INSTALACION ACTUAL SINMODIFICACIÓN

DISPOSICION DE LASCELDAS EN SUBESTACIONPRINCIPAL

Plano 8

TRAFO 1RED

TRAFO 2RED

CUARTO DECOMPAÑIAELECTRICA

CUARTO DEBATERIACONDENSADORESA.T

Z1Z2´Z3´Z1Z1Z1Z1Z1Z1Z14Z14´

Z9 Z8 Z7 Z6 Z5 Z4 Z3 Z2Z13Z13´

Z12Z12´

Z11Z11´

Z10Z10´

Z28Z28´

Z27Z27´

Z26Z26´

Z25Z25´

Z24Z24´

Z23Z23´

Z22Z22´

Z21Z21´

Z20Z20´

Z19Z19´

Z18Z18´

Z17Z17´

Z16Z19´

Z15Z15´

P14 P13 P12 P10 P9 P8 P7 P6 P5 P4 P3 P2 P1P11

P28 P27 P26 P24 P18 P17 P16 P15P25 P23 P22 P21 P20 P19

PM1PM2

PM3

PM1 Contadores multifuncionimportacion/exportacion Linia 1 FECSA

PM2 Contadores multifuncionimportacion/exportacion Linia 2 FECSA

PM3 Contadores mult ifuncionimportacion/exportacionembarrado III

Z 2...28 Celdas con disyuntores deaceite de acoplamiento a barra I

Z 2 ....28´ Celdas con disyuntores de aceitede acoplamiento a barra II

P 1...28 Armarios de mando y proteccionescorrespondietes a las celdas delmismo orden

Z 1. Celda de acoplamiento debarras I y barras II.

RV3

RV2

RV1

Z1 ...............Disyuntor [ DYac ] acoplamiento embarradosZ2. / Z2´ ..... Disyuntor [ DYTR.aux ] Alimentacion transformador 1 energías ( calderas )Z4 / Z 4´ .....Disyuntor [DYTR.E.a ] Alimentación Transformador Emergencia energíasZ6 / Z6´ .....Disyuntor [ DYV ] Turbina de vapor.Z8 / Z8´ ......Disyuntor [DYG1] Turbina de gas TG1Z10 / Z10´ ...Disyuntor [DYG2] Turbina de gas TG2Z4 / Z4´ .......Disyuntor [ DYR1 ] Transformador Red 1Z15 / Z15´ ...Disyuntor [ DYR2 ] Transformador Red 2Z28 / Z28´ ...Disyuntor [ DYC ] bateria de condensadores

PR

PM3 Panel de señalizacionprotecciones de red

RV1..3 Armarios de interconexionequipos y de señalizacion y proteccion

Puesta a Tierra de Serv icio

Cableaisladode

Aluminio,tipoRV

1x240mm²

Mallazoelectrosoldado.

Pletina neutrotransformador

Puesta a Tierra de protección

Puesta a Tierra de proteccion

Geometria del sistema

Distancia de la red tierras 16 x 18 metros

Anillo rectangular

Profundidad electrodo horizontal 0,5 metros

Número de picas 8 unidades

Longitud de picas 2 metros

Puesta a Tierra de servic io

Geometria del sistema Picas alineada

Profundidad electrodo horizontal 0,5 m

Número de picas 2 u

Longitud de picas 2 metros

Distancia mínima entre sistemas 12m

Configuración UNESA 5/32

Distancia entre picas 3 m

DISPOSICION DE LASTIERRAS EN LASUBESTACION PRINCIPAL

Plano 9

TV

Saladecontrol

NUEVA TURBINAVAPOR KKK

Sala electricaenergias

Extintor de CO₂ ( Clase C )6 Kg , en caja protectoraadosado a la pared

Luz de salida de emergencia

Rutas de evacuacion

Detector de fuego

Evacuacion y dispositivos deproteccion contraincendiosinstalaciones afectadas

Extintor de CO₂ ( Clase C )30 Kg , en armario protectorformando tandem servicio y reserva

NUEVA TURBINAGAS TG2

Detector de gas

Area cogeneracionEmplazamiento TG2

Area sala calderas ysala de control energiasEmplazamiento nueva TV

* Los detectores de fuego en el area de sala de calderasiran conectados a la central de alarmas general de lafactoria

* Los detectores de fuego y gas intalados en el interior delcontenedor de la turbina de gas TG2 iran conectados a lacentral de alarmas local en dicha turbina, actuando éstacomo parte de la cadena de serguridad de la máquina

Partes constructivasde la nueva turbinagas Taurus T-70

Plano 11

Esquema unifilarnueva turbina gas TG2

Plano 12

12 50 /1 /1 /1AProtecc ión Diferenc ialProtecc ión SobrecorrienteMediciones

Regul acion Factor de Pot encia

Medicion Tensión HomopolarMedida y p rot eccion tensiongene radorTens ión generador ( regulación )

6,3 / 0,11 / 0,11/ 0,11

3 3 3 3

1250/ 5A

DYG21250 A

6,3 / 0,11 / 0,11

3 3 3

1250/ 5 /5A

kV

kV

6,3 / 0,11

3 3

6,3 / 0,11

3 3kV

DYAco1250 A

6,3 / 0,11 / 0,11

3 3 3

1250 / 5/ 5A

kV

M

Turbina de gasTaurus T-70

GasNatural

Sn =9300 kVAVn=6,3 kV

Gg3

Excitacion

PC industria l

Sistema de Seguridad

Convertidormedicioneselect rica s generador

Sincronizador

Relés de Proteccionesgenerador

Regulador Tensión

ARMARIO DE CONTROL ARMARIOALIMENTACION AC

ARMARIOALIMENTACION DC

ARMARIOARRANQUE

400 V 50Hz400 A

ARMARIOMODULO CLIENTE

Corrien te generador ( Protección Diferencial )

Po sición interruptor generador DYG2

Mando Apertura In te rruptorDYG2 ( protecciones )

Mando Ape rtura Interrup to r ( logica programada )

Mando Cierre In te rrup tor DYG2

Tensi ón en ba rras II ( emergencia )

Po sicion interruptor de acoplamiento transversal DYac

Señal Sin croni smo

Regulación válvulac ombust ible

kV

Barra I o ba rra de servicio

Ba rra II o ba rra d eemergencia

Tensi ón en barras I ( Servicio )

PCRemoto

Pro fibus de comun icacion re moto

59 SOBRE TENSIÓN27 SUBTENSIÓN64S ESTATOR A TIERRA

46 CARGA DESEQUIL IBRADA50 SOBRECORRIENTE TIEMPO INVERSO DEPENDIENTE51 SOBRECORRIENTE TIEMPO FIJO INDEPENDIENTE51N SOBRECORRIENTE FALLA A TIERRA

40 PERDIDA DEEXCITAC ION32 POTENC IA INVERSA

87 CORRIENTE DIFERENCIAL

-- VIBRACIONES GENERADOR

49 TEMPERATURA DEVANADOS ESTATOR

49

Mediciones temp.devanados es tator

PROTECCIONES DEL GENERADORCod igoProte cci on Función de la protección

Isometrica nuevaturbina vapor KKK

Plano 13

3022mm

2554 mm

1.150 mm

Generador sincronoMarca: Leroy SomerPotencia nominal: 1700 kVATension generacion: 6300 vFrecuencia: 50 HzVelocidad: 1500 rpm

Entrada vapor de Alta presionVapor 30 bar 325 ºC

Salida vapor de baja presion5 bar 180ºC a máximo caudal

Turbina de potenciaMarca: kkkModelo: AFA4Velocidad: 17155 rpmCaudal vapor max. 22000 Kg/h

Deposito de aceitecapacioad: 1200 litros

Reductor de velocidad17155 / 1500 rpm

Esquema unifilarnueva turbina vapor

Plano 14

20 0 /5 /5 /5AProtecc ión Diferenc ialProtecc ión SobrecorrienteMediciones

Regul acion Factor de Pot encia

Medicion Tensión HomopolarMedida y p rot eccion tensiongene radorTens ión generador ( regulación )

6,3 / 0,11 / 0,11/ 0,11

3 3 3 3

250 / 5A

DYGV600 A

6,3 / 0,11 / 0,11

3 3 3

200 / 5/ 5A

kV

kV

6,3 / 0,11

3 3

6,3 / 0,11

3 3kV

DYAco1600 A

6,3 / 0,11 / 0,11

3 3 3

1600 / 5/ 5A

kV

M

Turbina de VaporKKK AFA4

Entradavaporde AP

Sn =1700 kVAVn=6,3 kV

Gg1

Excitacion

PC industria l

Sistema de Seguridad

Convertidormedicioneselect rica s generador

Sincronizador

Relé Mu ltiprotecci ogeneradorGPU3-C2-G2-H350+51+50N+27+81+32+46

Regulador Tensión

ARMARIO DE CONTROLARMARIOMODULO CLIENTE

Corrien te generador ( Protección Diferencial )

Po sición interruptor generador DYV

Mando Apertura In te rruptorDYGV ( proteccion es )

Mando Ape rtura Interrup to r ( logica programada )

Mando Cierre In te rruptor DYGV

Tensi ón en ba rras II ( emergencia )

Po sicion interruptor de acoplamiento transversal DYac

Señal Sin croni smo

Regulación válvulac ombust ible

kV

Barra I ob arrad e se rvi cio 2 000 A 40 KA

Ba rra II o ba rra d e emergencia 2000A 40 KA

Tensi ón en barras I ( Servicio )

PCRemoto

Pro fibus de comun icacion re moto

59 SOBRE TENSIÓN27 SUBTENSIÓN64S ESTATOR A TIERRA

46 CARGA DESEQUIL IBRADA50 SOBRECORRIENTE TIEMPO INVERSO DEPENDIENTE51 SOBRECORRIENTE TIEMPO FIJO INDEPENDIENTE51N SOBRECORRIENTE FALLA A TIERRA

40 PERDIDA DEEXCITAC ION32 POTENC IA INVERSA

87 CORRIENTE DIFERENCIAL

-- VIBRACIONES GENERADOR

49 TEMPERATURA DEVANADOS ESTATOR

49

Mediciones temp.devanados es tator

PROTECCIONES DEL GENERADORCod igoProte cci on Función de la protección

SalidaVaporBP

Relé de Protecci on dife ren cialRMC -131-DPro teccion 87

PRegulación válvulaentradav apor AP

AL IMENTAC IONELEC TRICA 400V

ARMARIODEALIMENTACIÓNCUADROS YAUXILIARES

Relé diferencial RMC-131DProteccion 87

IL1 IL2 IL3

24 VDC

TRI.U2200/5

TRI.V2200/5

TRI.W2200/5

V2

U2

W2

U1

U1W1

TRI.U1200/5 A

TRI.V1200/5 A

TRI.W1200/5 A

Disparo proteccionDiferencial delgenerador TV

Subestaci on princial

Medidas antes del DYGVdel generado r TV

PROTECCIONESDIFERENCIALGENERADOR 1 TV

Plano 15

Cuadrogenerador

Cuadrogenerador

U1 V1 W1

PROTECCIONES Y MEDIDASGENERADOR 1 TV

Plano 16

Inten.GeneradorI1

TRI-U2.3 TRI-V2.3 TRI-W2.3

U2

V2

W2

U1

V1

W1

In tensidadgenerador

Relemultiproteccion

50+51+50N59+27+8132+46

Tensióngenerador

TensiónRed

TensiónRedU

TensiónRedV

TensiónRedW

TensiónRedN

TRV-U1.3 TRI-U1.3 TRI-U1.3TensionGeneradorU1

TensionGeneradorV1

TensionGeneradorW1

U1 U1 U1

60003 / 1003 V

TRVB-U1.B

TRVB-V1.B

TRVB-W1.B

N1

Medicion en barras

CubiculoInterruptorDYGV

Cuadro Generador

Inten.GeneradorI1

Inten.GeneradorI2

Inten.GeneradorI2

Inten.GeneradorI3

Inten.GeneradorI3

60003 / 1003 V

+ 24 V DC

0 V DC

3G

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE SUSTITUCIÓN DE UN GRUPO DE COGENERACIÓN EN LA INDUSTRIA QUÍMICA DE TARRAGONA CAPÍTULO 4 ________________________________________________________________________________________________________

Página278

CAPÍTULO 4:

VALORACIÓN DE

LA INSTALACION.



Fecha: Abril 2014



TARRAGONA .


Página279

ÍNDICE

CAPÍTULO 4 : VALORACIÓN DE LA INSTALACIÓN. 1-. Justificación de la modificación sustancial ...................................................................................... 280

1.1-. Valoración actual de la instalación ............................................................................................ 281

1.2-. Valoración de la inversión proyectada ...................................................................................... 282


Página280

1-. Justificación de la modificación sustancial.

-. Tal y como se indica en el RD 661/2007 Capitulo II sección 1ª artículo 4 apartado tercero “Se entiende por modificación sustancial de una instalación preexistente las sustituciones de los equipos principales como las calderas, motores, turbinas hidráulicas, de vapor, eólicas o de gas, alternadores y transformadores, cuando se acredite que la inversión de la modificación parcial o global que se realiza supera el 50 por ciento de la inversión total de la planta, valorada con criterio de reposición.

-. La modificación sustancial no dará origen a una nueva fecha de puesta en marcha a los efectos de capítulo IV” ante la derrogativa actual establecida Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero.

-. Como ya se ha dicho, la empresa Tarragona Químic, S.L ha decidido eliminar la turbina de gas más antigua e instalar una de nueva de capacidad superior ante el aumento de demanda térmica y eléctrica de la factoría, además de sustituir también la turbina de vapor por una de más eficiente.

-. Como podremos ver a continuación, detallada en los apartados 1.1 y 1.2 del presente capítulo 4 “Valoración de la instalación”, esta modificación de la instalación supone una inversión que supera el 50 por ciento de la instalación por lo que se considera una modificación sustancial.. -. Esta valoración no supone un presupuesto detallado de la instalación, sino que se trata de una valoración estimada para establecer las magnitudes y valoración del estudio. Como criterio a la hora de calcular el valor neto de reposición se ha tenido varias consideraciones para los diversos equipos e instalaciones, los cuales describimos a continuación.

1) La turbina de gas TG-1 y TG-2 se ha valorado mediante valoración facilitada por el fabricante

2) La calderas de recuperación de calor ; GV-5 ; GV-6 y la ERM se ha valorado partiendo de su precio de compra incrementado con el IPC de cada año.

3) El valor de la turbina de gas TG-2 y la de turbina de vapor proyectadas, se ha utilizado presupuestos de las máquinas que se quiere comprar.

4) Para calcular el resto de instalaciones o equipos se ha utilizado bases de precios de sistemas similares.

5) La valoración de la actual instalación asciende a un valor de 7.805.796 €.

6) El valor de la inversión de este proyecto es de 4.467.680 €, según el desglose que figura en el apartado 1.2 de este capítulo 4.

Así pues, el presupuesto de la nueva inversión es superior al 50% de la inversión inicial o montante actual

% =

ó∗ 100


Página281

1.1-. Valoración actual de la instalación.

VALORACION INSTALACION ACTUAL item Sistema o equipo . cantidad Precio [ €] Total [ €]

1 Turbina de gas nº 1 Turbina de gas T-60 de 5,4 MW 1 1.491.000 1.491.000 Instalaciones auxiliares 1 10.650 10.650 2 Turbina de gas nº 2 Turbina de gas TORNADO de 5,4 MW 1 1.491.000 1.491.000 Instalaciones auxiliares 1 10.650 10.650 3 Caldera de vapor GV4 Caldera aquotubular BALKE DURR de 40 t/h 1 1.015.280 1.015.280 Quemador 1 37.275 37.275 Instalaciones auxiliares 1 31.950 31.950 4 Caldera de recuperación GV5 Caldera aquotubular BALKE DURR de 40 t/h 1 1.015.280 1.015.280 Quemadores auxiliares 2 42.600 85.200 Instalaciones auxiliares 1 31.950 31.950 5 Caldera de recuperación GV6 Caldera aquotubular BALKE DURR de 13 t/h 1 908.978 908.978 Instalaciones auxiliares. 1 6 Turbina de vapor de 1.000 kW de potencia 1 568.710 568.710 7 Sistema de agua vapor Tanque agua alimentación 1 37.275 37.275 Tuberías de agua alimentación 1 9.266 9.266 Tuberías de vapor 1 13.206 13.206 8 Sistema de alta tensión Transformador de 10 MVA 6/25 kV 1 127.800 127.800 Transformador de 10 MVA 6/25 kV 1 187500 187.500 Transformador de 1,6 MVA 6,3/0,4 kV 1 17.040 17.040 Cabinas de turbinas y transformadores. 6 23.430 140.580 Sistema de medida. 1 10.650 10.650 Protecciones 1 12.780 12.780 Cableado potencia 1 15.975 15.975 Cableado control 1 8.520 8.520 Instalaciones auxiliares 1 5.325 5.325 9 Sistema de baja tensión Cuadro distribución general 1 15.975 15.975 Alumbrado 1 4.260 4.260 Cableado de potencia 1 5.325 5.325 Cableado control 1 4.260 4.260 instalaciones auxiliares 1 5.325 5.325

10 Sistema de gas natural ERM para 7.000 Nm3/h ) 1 37.275 37.275 Tuberías 12.780 12.780

11 Obra civil Bancadas de la turbina TG-1 1 15.975 15.975 Bancadas de la turbina TG-2 1 13.632 13.632 Bancadas de la turbina TV 1 12.780 12.780


Página282

VALORACION INSTALACION ACTUAL (continuaci ón) item Sistema o equipo cantidad Precio [ €] Total [ €]

Bancadas caldera vapor C-5 1 24.495 24.495 Bancadas caldera vapor C-6 1 21.300 21.300 Bancadas equipos varios 1 21.300 21.300 Canaletas eléctricas 1 21.300 21.300 Edificio eléctrico 1 19.170 19.170

12 Sistemas auxiliares Aire comprimido 1 15.443 15.443 Ventilación y clima 1 10.437 10.437 Sistema control 1 15.975 15.975

13 Ingenierí a 1 244.950 244.950

Total precio valoración instalación actual: 7.805.796 €

Tabla 1.1.a: Tabla de la valoración de la actual instalación de cogeneración.

1.2-. Valoración de la inversión proyectada.

VALORACION INSTALACION PROYECTADA item Sistema o equipo cantidad Precio [ €] Total [ €]

2 Turbina de gas nº 2 Turbina de gas T-70 de 7,6 MW 1 3.444.000 3.444.000 Instalaciones auxiliares 11.200 11.200

6 Turbina de vapor de 1.300 kW de potencia 1 756.000 756.000 7 Sistema de agua - vapor

Modificar tuberías de alta presión 1 13.888 13.888 Modificar tuberías de baja presión 1 9.744 9.744

8 Sistema de alta tensión Modificar cableado de potencia 1 17.584 17.584 Modificar cableado de control 1 5.040 5.040

9 Sistema de baja tensión Modificar cableado de potencia 1 11.200 11.200 Modificar cableado de control 1 5.040 5.040 10 Sistema de gas natural

Modificar tubería de TG-2 1 10.976 10.976 11 Obra civil

Bancadas de la turbina TG-2 1 17.696 17.696 Bancadas de la turbina TV 1 13.440 13.440 Bancadas auxiliares 1 6.272 6.272 13 Ingenier ía 145.600 145.600

Total precio valoración inversión proyectada: 4.467.680 € Tabla 1.2.a: Tabla de la valoración equipos sujetos a modificación/ sustitución .


Página283

CAPÍTULO 5:

PLIEGO DE CONDICIONES

GENERALES DE LA INSTALACIÓN.



Fecha: Abril 2014



TARRAGONA.


Página284

ÍNDICE.

CAPÍTULO 5 : PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES.

1-. Objeto. ............................................................................................................................................ 286

2-. Condiciones administrativas. .......................................................................................................... 286

2.1-. Representantes de la propiedad y contratistas. ........................................................................ 286

2.2-. Facilidades para la inspección. ................................................................................................. 286

2.3-. Suspensión de las obras. ......................................................................................................... 286

2.4-. Órdenes al contratista. ............................................................................................................. 287

3-. Disposiciones a observar. ............................................................................................................... 287

3.1-. Normas generales de aplicación en las obras. ......................................................................... 287

3.2-. Disposiciones de carácter particular. ........................................................................................ 287

4-. Ejecución y control de obras. .......................................................................................................... 288

4.1-. Replanteo. ................................................................................................................................ 288

4.2-. Programa de trabajos. .............................................................................................................. 289

4.3-. Equipos de maquinaria y medios auxiliares. ............................................................................. 289

4.4-. Instalaciones de la obra. ........................................................................................................... 289

4.5-. Confrontación de planos y medidas. ......................................................................................... 289

4.6-. Vigilancia a pie de obra. ........................................................................................................... 290

5-. Medición, valoración y abono de las obras ..................................................................................... 290

5.1-. Forma de efectuar las mediciones. ........................................................................................... 290

5.2-. Forma de abonar las obras. ...................................................................................................... 290

5.3-. Precios ..................................................................................................................................... 290

5.4-. Abono de acopios. .................................................................................................................... 291

5.5-. Abono de las obras incompletas. .............................................................................................. 291

5.6-. Pagos de las certificaciones ..................................................................................................... 291

6-. Disposiciones generales ................................................................................................................. 291

6.1-. Representación de la propiedad. .............................................................................................. 291

6.2-. Representación de las contratas. ............................................................................................. 291

6.3-. Correspondencia oficial. ........................................................................................................... 291

6.4-. Personal del contratista. ........................................................................................................... 291

6.5-. Instalaciones auxiliares. ........................................................................................................... 292

6.6-. Medidas de seguridad. ............................................................................................................. 292

6.7-. Daños y perjuicios. ................................................................................................................... 292

6.8-. Obras a ejecutar. ...................................................................................................................... 292

6.9-. Plazo de ejecución. .................................................................................................................. 292


Página285

6.10-. Plazo de garantía ................................................................................................................... 293

6.11-. Revisión de precios ................................................................................................................ 293

6.12-. Prueba y ensayos ................................................................................................................... 293

6.13-. Pruebas durante la instalación. .............................................................................................. 293

6.14-. Recepción en las obras. ......................................................................................................... 293

6.15-. Liquidación. ............................................................................................................................ 294

6.16-. Materiales o elementos que no sean de recibo. ...................................................................... 294

6.17-. Resolución del contrato. ......................................................................................................... 294

6.18-. Disposiciones legales. ............................................................................................................ 294

7-. Garantías y penalidades ................................................................................................................. 294

7.1-. Garantías de funcionamiento. ................................................................................................... 294

7.2-. Garantías de diseño, materiales y fabricación. ......................................................................... 295

7.3-. Penalidad por retraso en el montaje. ........................................................................................ 295

7.4-. Penalidad por disminución de la fiabilidad ................................................................................ 295

7.6-. Penalidad global. ...................................................................................................................... 295

8-. Instalación eléctrica de máquinas asociadas a las turbinas. ........................................................... 295

8.1-. Prescripciones generales. ........................................................................................................ 295

8.2-. Trazado de instalaciones en terreno abierto, en máquinas, sobre plataformas y en canales. .. 298

8.3-. Instalación del armario de maniobra ......................................................................................... 299

8.3.1-. Trazado de instalaciones en armarios, pupitres y puestos de mando. ............................... 299

8.3.2-. Instalación de líneas de señales de baja energía para sistemas de medición y regulación.300

8.3.3-. Montaje de componentes de regulación y Voith. ............................................................... 301

8.3.4-. Alimentación eléctrica para componentes de regulación y Voith. ....................................... 301

8.4-. Puesta a tierra y compensación de potencial............................................................................ 302

8.5-. Normas para el dimensionado y tendido de cables de baja y media tensión. ........................... 302

9-. Operaciones de mantenimiento en la turbina de vapor. ................................................................. 303

9.1-. Operaciones de mantenimiento adicionales (inspección de seguridad). .................................. 304

9.2-. Averías típicas, sus causas y subsanación. .............................................................................. 304

10-. Operaciones de mantenimiento en la turbina de gas TG2. ........................................................... 306

10.1-. Inspecciones antes del arranque. ........................................................................................... 306

10.2-. Inspecciones durante el servicio. ............................................................................................ 306

10.3-. Inspecciones ( nivel I ). ........................................................................................................... 306

10.4-. Inspecciones ( nivel II ). .......................................................................................................... 306

10.5-. Inspecciones ( nivel III ). ......................................................................................................... 307


Página286

1-. Objeto.

-. El presente Pliego de Condiciones Generales y Económicas constituye el conjunto de las prescripciones que deben regir en la ejecución de las obras civiles, así como en lo que se refiere a la construcción de las estructuras, montaje y puesta en marcha de los equipos mecánicos y eléctricos a instalar. -. Todos los trabajos que deban realizarse para la ejecución de la obra, tanto como los materiales que han de emplearse en la misma, cumplirán las Instrucciones y Normas Generales que se indicarán a continuación, así como la Normativa vigente de obligado cumplimiento que afecte a la obra, objeto del presente Proyecto. -. Las obras a las que se refiere el presente Pliego de Condiciones son todas las necesarias para la construcción, hasta su total terminación, del proyecto y construcción de las obras de la planta de ciclo combinado constituyente diseñada.

2-. Condiciones administrativas.

2.1-. Representantes de la propiedad y contratistas.

La propiedad estará representada en la obra por el ingeniero encargado o por sus subalternos o delegados, que tendrán autoridad ejecutiva a través del libro de órdenes, ya que el ingeniero constituye la dirección técnica de lo obra. El contratista deberá designar un ingeniero perfectamente identificado con el proyecto, que actúe como representante ante la propiedad en calidad de director de la contrata. Así mismo, estará representado permanentemente en la obra por personas con poder suficiente para disponer sobre cuestiones relativas a la misma, debiendo poseer, además titulación de ingeniero técnico en alguna de las ramas de la construcción. El contratista, deberá disponer de las acreditaciones requeridas por los fabricantes de la máquina para firmar los correspondientes documentos legales y disponer asi la propiedad de éstos para cumplir con las garantías exigidas por el fabricante.

2.2-. Facilidades para la inspección.

El contratista proporcionará al ingeniero encargado o a sus subalternos o delegados, toda clase de facilidades para replanteo, reconocimientos, mediciones y pruebas de los materiales y equipos, con el objeto de que pueda comprobar el cumplimiento de las condiciones establecidas en este Pliego, permitiendo el acceso a todas las partes de la obra, e incluso a los talleres o fábrica donde se produzcan los materiales o equipos, o se realicen montajes parciales para las obras.

2.3-. Suspensión de las obras.

Siempre que la propiedad acuerde una suspensión temporal, parcial o total de la Obra o incluso definitiva, deberá levantar la correspondiente acta de suspensión que deberá ir firmada por el director de la obra y por el contratista, y en la que se hará constar el acuerdo de la propiedad que originó la suspensión, definiéndose concretamente la parte o las partes de la totalidad de la obra afectada por aquellas. El acta debe ir acompañada, como anejo y en relación con la parte o las partes suspendidas, de la medición de la obra ejecutada en dichas y de los materiales acopiados a pie de obra utilizables exclusivamente en las mismas. Si la suspensión temporal sólo afecta a una o varias partes o clases de obras que no constituyen la totalidad de la obra contratada, se utilizará la denominación suspensión temporal parcial en el texto del acta de suspensión y en toda la documentación que haga referencia a la misma; si afecta a la


Página287

totalidad de la obra contratada, se utilizará la denominación suspensión temporal total en los mismos documentos. En ningún caso se utilizará la denominación suspensión temporal sin concretar o calificar el alcance de la misma.

2.4-. Órdenes al contratista.

El libro de órdenes se abrirá en la fecha de comprobación del replanteo y se cerrará en la de recepción definitiva. Durante dicho tiempo estará a disposición de la dirección de la obra que, cuando proceda, anotará en él las instrucciones y comunicaciones que estime oportunas, autorizándolas con su firma. Ejecutada la recepción definitiva, el libro de órdenes pasará a poder de la dirección de la obra, si bien podrá ser consultado en todo momento por el contratista.

3. Disposiciones a observar.

3.1-. Normas generales de aplicación en las obras.

Junto con este pliego de prescripciones generales y económicas y por su carácter general, se considerará vigente y de aplicación la siguiente legislación básica:

• Ley de Ordenación y Defensa de la Industria Nacional. • Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo aprobada por Orden de 9 de marzo de 1971 (BOE 16 y 17 de marzo de 1971; corrección de errores BOE 6 de abril de 1971). • Demás disposiciones vigentes que sean de aplicación.

3.2-. Disposiciones de carácter particular.

Además de las disposiciones generales citadas en la redacción de este Pliego se han considerado las normas e instrucciones vigentes que a continuación se detallan:

• Pliego de Cláusulas Administrativas Particulares. • Instrucciones de Hormigón Estructural (EHE), aprobada por Real Decreto 2661/1998, de 11 de diciembre. • Instrucción para la recepción de cementos RC-93, aprobada por Real Decreto 823/1993, de 28 de mayo (BOE 22 de junio de 1993). • Instrucciones para la recepción de cales en obras de esterilización de suelos RCA-92, aprobada por Orden de 18 de diciembre de 1992 (BOE 26 de diciembre de 1992). • Código Técnico de la Edificación. Documento Básico de Seguridad Estructural de Acciones en la Edificación CTE DB-SE-AE, aprobado por Real Decreto 314/2006 el 17 de marzo de 2006. • Código Técnico de la Edificación. Documento Básico de Seguridad Estructural del Acero CTE DB-SE-A, aprobado por Real Decreto 314/2006 el 17 de marzo de 2006. • Código Técnico de la Edificación. Documento Básico de Ahorro de Energía CTE DB-HE, aprobado por Real Decreto 314/2006 el 17 de marzo de 2006. • Norma Básica de la Edificación NBE-CA-88, “Condiciones acústicas en los edificios II”, aprobada por Orden de 29 de septiembre de 1988 por la que se aclaran y corrigen diversos aspectos de los anexos a la Norma Básica de Edificación NBE-CA-82 (BOE 8 de octubre de 1988).


Página288

• Código Técnico de la Edificación. Documento Básico de Seguridad Estructural del Fábrica CTE DB-SE-F, aprobado por Real Decreto 314/2006 el 17 de marzo de 2006. • Código Técnico de la Edificación. Documento Básico de Seguridad contra Incendios CTE DB-SI, aprobado por Real Decreto 314/2006 el 17 de marzo de 2006. • Pliego de Prescripciones Técnicas Generales para tuberías de abastecimiento de agua, aprobado por Orden de 28 de julio de 1974 (BOE 2 y 3 de octubre de 1974). • Normas UNE; aprobadas por Orden Ministerial de 1 5 de julio de 1 957 y 11 de mayo de 1971, y las que en lo sucesivo se aprueben. • Reglamento Electrotécnico para baja tensión, aprobado por Real Decreto 2413/1973 de 20 de septiembre (BOE 9 de octubre de 1973). Instrucciones Técnicas Complementarias ITC MI.BT, aprobadas por Orden de 31 de octubre de 1973 (BOE 27 a 29 y 31 de diciembre de 1973). • Reglamento de líneas aéreas de Alta Tensión, aprobado por Real Decreto 315 1/1963, de 28 de noviembre (BOE 27 de diciembre de 1968).

En general, cuantas prescripciones figuren en las Normas, Disposiciones, Instrucciones, Leyes, Reglamentos o Pliegos vigentes, que tengan relación con las obras a ejecutar en el presente proyecto, con sus instalaciones complementarias o con los trabajos necesarios para realizarlas, serán de implantación en este proyecto. Se entiende que estas Normas complementan al presente Pliego en lo referente a aquellos materiales y unidades de obra no mencionadas especialmente y queda a juicio al ingeniero encargado el determinar las posibles contraindicaciones habidas entre ellas. Por último, serán de aplicación todas aquellas normas de obligado cumplimiento provenientes de la presidencia de Gobierno y demás Ministerios relacionados con la Construcción y Obras Públicas y en particular las normas actuales vigentes en la Provincia de Tarragona.

4-. Ejecución y control de obras.

4.1-. Replanteo.

El replanteo será efectuado por quien designe el ingeniero encargado en presencia del contratista o sus representantes. El contratista deberá suministrar los elementos que se le soliciten para las operaciones, entendiéndose que la compensación por estos gastos esté incluida en los precios unitarios de las distintas unidades de obra. Como mínimo, el replanteo deberá incluir los ejes principales de los diferentes elementos que componen la obra, así como los puntos fijos o auxiliares necesarios para los sucesivos replanteos de detalle y la referencia fija que sirva de base para establecer las cotas de nivelación que figuren en el proyecto Los puntos de referencia para posteriores replanteos se marcarán mediante sólidas estacas o, en caso de peligro de desaparición o alteración de su posición, con hitos de hormigón. Los datos, cotas y puntos fijados se anotarán en un Anejo al Acta de replanteo, el cual se unirá al expediente de la obra, entregándose una copia al contratista. El contratista se responsabilizará de la conservación de los puntos del replanteo que le hayan sido entregados.


Página289

4.2-. Programa de trabajos.

A partir de la fecha del Acta de replanteo, el contratista presentará al ingeniero encargado el programa de trabajos para su aprobación. El programa de trabajos incluirá los siguientes datos:

• Unidades de obra que integran el proyecto y volumen de las mismas. • Determinación de los medios que serán utilizados en la obra, con expresión de sus rendimientos medios. • Orden de ejecución de los trabajos. • Estimación de días calendarios de los plazos parciales de las diversas clases de obra. • Valoración mensual y acumulada de las obras programadas sobre la base de los precios unitarios. • Representación gráfica de las diversas actividades, con su duración y el orden de ejecución de las mismas.

4.3-. Equipos de maquinaria y medios auxiliares.

El contratista queda obligado a situar en la obra los equipos de maquinaria y demás medios auxiliares que se hubiera comprometido a aportar en la licitación o en el programa de trabajos. La maquinaria y demás elementos de trabajo deberían estar en perfectas condiciones de funcionamiento y quedarán adscritos a la obra durante el curso de ejecución de las unidades en que deban utilizarse.

4.4-. Instalaciones de la obra.

El contratista deberá someter al ingeniero encargado dentro del plazo que figure en el plan de obra, el proyecto de sus instalaciones, que fijará la ubicación de la oficina, equipos, instalaciones de maquinaria, línea de suministro de energía eléctrica y cuantos elementos sean necesarios para su normal desarrollo a este respecto deberá ajustarse a las prescripciones legales vigentes. El ingeniero encargado podrá variar la situación de las instalaciones propuestas por el contratista. Todos los gastos que debe soportar el contratista a fin de cumplir las prescripciones de este artículo estarán incluidos en los precios unitarios del proyecto

4.5-. Confrontación de planos y medidas.

-. Las cotas en los planos se referirán a medidas de escala y en cuantos elementos figuren en varios planos serán preferentemente los de mayor escala. -. El contratista deberá ejecutar por su cuenta todos los dibujos y planos de detalle necesarios para facilitar y organizar la ejecución de los trabajos. Dichos planos, acompañados con todas las justificaciones correspondientes, deberá someterlos a la aprobación del ingeniero encargado, a medida que sean necesarios, pero en todo caso con la antelación suficiente a la fecha en que piense ejecutar los trabajos a que dichos diseños se refieran. El ingeniero encargado dispondrá de dichos planos para examinarlos y devolverlos al contratista debidamente aprobados y acompañados si hubiere lugar a ello, de sus observaciones. Una vez aprobadas las correcciones correspondientes, el contratista deberá disponer en la obra de una colección de planos actualizados. -. El contratista será responsable de los retrasos que se produzcan en la ejecución de los trabajos como consecuencia de una entrega tardía de dichos planos, así como de las correcciones y complementos de estudio necesario para su puesta a punto.


Página290

4.6-. Vigilancia a pie de obra.

El ingeniero encargado podrá determinar los equipos que estime oportunos de vigilancia a pie de obra para garantizar la continua inspección de la misma. La existencia de estos equipos no eximirá al contratista de disponer sus propios medios de vigilancia para asegurarse de la correcta ejecución de las obras y del cumplimiento de lo dispuesto en el presente Pliego, extremos de los que en cualquier caso será responsable.

5-. Medición, valoración y abono de las obras.

5.1-. Forma de efectuar las mediciones.

Las mediciones se llevarán a cabo de acuerdo con las normas que para cada unidad, clase de obra o tipo de elemento, se especifiquen en el presente Pliego de Prescripciones Técnicas. La dirección de las obras realizará mensualmente, y en la forma en que se establece en este Pliego, la medición de las unidades de obra ejecutadas durante el periodo de tiempo anterior.

5.2-. Forma de abonar las obras.

Para las relaciones valoradas mensuales se medirá la obra realmente ejecutada y se valorará a los precios del proyecto de construcción. Tomando como base la relación valorada mensual se expedirá la correspondiente certificación que se tramitará por el director de obra en la forma reglamentaria. Estas certificaciones tendrán carácter de documentos provisionales que, a buena cuenta, permitirán ir abonando la obra ejecutada comprendida en el presupuesto cerrado, no suponiendo dichas certificaciones aprobación ni recepción de las obras que comprenden. En la misma fecha en que el director tramite la certificación, se remitirá al contratista una copia de la misma y de la relación valorada correspondiente, para su conformidad o reparos, que el contratista podrá formular en el plazo de quince días contados a partir del de recepción de los citados documentos. Si no hubiera reclamación en este plazo, ambos documentos se considerarán aceptados por el contratista, como si hubiera suscrito en ellos su conformidad. El contratista no podrá alegar, en caso alguno, usos y costumbres particulares para la aplicación de los precios o la medición e las unidades de obra.

5.3-. Precios.

Todos los trabajos, medios auxiliares y materiales que sean necesarios para la correcta ejecución y acabado de cualquier unidad de obra, se considerarán incluidos en el precio de la misma, aunque no figuren todos ellos especificados en la descomposición o descripción de los precios. Todos los gastos que por su concepto sean asimilables a costes indirectos se considerarán siempre incluidos en los precios de las unidades de obra del proyecto cuando no figuren en el presupuesto valorado como unidades de obra.


Página291

5.4-. Abono de acopios.

Se abonará de acuerdo con lo que se establece en el artículo 38 del Pliego de Condiciones Generales, las armaduras, el cemento y todos aquellos materiales que no puedan sufrir daño o alteraciones de las condiciones que deban cumplir, siempre cuando el contratista adopte las medidas necesarias para su debida conservación ajuicio del ingeniero encargado, no pudiendo ya ser retirado de los acopios más que para ser utilizados en la obra.

5.5-. Abono de las obras incompletas.

Cuando por cualquier causa, ya sea por rescisión u otra diferente justificada, fuera preciso valorar obras incompletas, se aplicarán los precios del cuadro de precios.

5.6-. Pagos de las certificaciones.

Las certificaciones se abonarán al contratista de acuerdo con la Ley 13/1995de Contratos y demás disposiciones vigentes.

6-. Disposiciones generales

6.1-. Representación de la propiedad.

La propiedad designará la dirección técnica de las obras, que por sí o por aquellas personas que designe en su representación, será la responsable de la inspección y vigilancia de la ejecución de las obras, asumiendo cuantas obligaciones y prerrogativas puedan corresponderle.

6.2-. Representación de las contratas.

El contratista deberá designar un ingeniero perfectamente identificado con el proyecto, que actúe como representante ante la propiedad en calidad de director de contrata, y que deberá ser representado permanentemente en la obra por una persona o personas con conocimientos técnicos suficientes y poder bastante para disponer sobre las cuestiones relativas a la misma. Cuando en el desarrollo del contrato sea necesario que el director de la contrata o sus representantes deban firmar relaciones valoradas, actas o cualquier otro documento, deberán llegar a la decisión que estimen pertinente en un plazo inferior a los tres días, incluyendo en estos datos las posibles consultas que hayan de realizar.

6.3-. Correspondencia oficial.

El contratista tendrá derecho a que se le acuse recibo de las comunicaciones y reclamaciones que dirija al servicio encargado de las obras, y, a su vez, estar obligado a devolver al mencionado servicio los originales o copias de las órdenes que de él reciba poniendo al pie el enterado.

6.4-. Personal del contratista.

El contratista entregará a la dirección técnica, para su aprobación con la periodicidad que éste determine, la relación de todo el personal que está trabajando en el lugar de las obras. Si los plazos correspondientes a determinados equipos e instalaciones no se cumplieran y la dirección técnica considerase necesario, y posible ,acelerar el ritmo de estas obras mediante la contratación de una cantidad mayor de personal, el contratista se verá obligado a contratarlo.


Página292

El contratista estará obligado a velar por que el personal que tenga empleado guarde una conducta correcta durante su permanencia en la obra y acatará cualquier indicación que a este respecto le transmita la dirección técnica de las obras.

6.5-. Instalaciones auxiliares.

El contratista queda obligado a construir por su cuenta, y retirar al fin de las obras, todas las edificaciones auxiliares necesarias para la ejecución de dicha obra. Todas estas obras estarán supeditadas a la aprobación del ingeniero encargado, en lo que se refiera a su ubicación, tocas, etc. Y en su caso, en cuanto al aspecto delas mismas, cuando la obra principal así lo exija.

Si en un plazo de treinta (30) días a partir de la terminación de la obra, la contrata no hubiese procedido a la retirada de todas las instalaciones, herramientas, materiales, etc., la propiedad podrá retirar por cuenta del contratista.

6.6-. Medidas de seguridad.

En los casos que así lo disponga la legislación vigente se redactará el correspondiente plan de seguridad y salud, en el que se tratarán los aspectos relativos a normas de seguridad, condiciones generales de utilización de materiales y medios auxiliares, formación de personal, higiene y medicina, medicina preventiva y primeros auxilios, actuación en caso de accidente y prevención de riesgos a terceros.

6.7-. Daños y perjuicios.

El contratista será responsable de cuantos daños y perjuicios a personas y bienes puedan ocasionarse con motivo de la ejecución de las obras, siendo de su cuenta las indemnizaciones que por los mismos puedan corresponder siempre y cuando los daños causados le sean directamente imputados al contratista.

6.8-. Obras a ejecutar.

Las obras se llevarán a realizar con estricta sujeción al proyecto de construcción aprobado, debiendo la dirección de obra aprobar específicamente cualquier cambio que se lleve a cabo en el mismo durante la construcción, reflejándolo en un libro de órdenes, que se llevará al efecto. -. Es además obligación del contratista, ejecutar cuanto sea necesario para la buena construcción y aspecto de las obras, aún cuando no se halla expresamente estipulado en las condiciones facultativas, siempre que, sin separarse de su espíritu y recta interpretación, lo disponga por escrito la dirección de las obras, en el citado libro de órdenes. -. Así mismo, el contratista habrá de ejecutar las oficinas provisionales de obra necesarias para la propiedad, aparte de las que él mismo necesite, sin que en ningún caso la superficie edificada por este concepto con destino a la propiedad supere los20m2.

6.9-. Plazo de ejecución.

-. Las obras se iniciarán dentro de los treinta (30) días siguientes a la aprobación definitiva del proyecto y el plazo de ejecución de las mismas será a partir de la fecha del acta de comprobación del replanteo, el que señala el plan de obra. -. Durante este periodo se construirán todas las obras civiles y se fabricarán todos los equipos mecánicos y eléctricos en el taller, se enviarán a la obra y se montarán allí.


Página293

-. Se presentarán ordenadamente según el progreso de la obra, los documentos de detalle en la forma y condiciones que establezca el proyecto de construcción. -. La dirección de las obras declarará oficialmente la fecha de la finalización de ésta fase, con el criterio de que algunos trabajos de mínima importancia pueden efectuarse durante la siguiente fase si lo considera conveniente.

6.10-. Plazo de garantía.

El plazo de garantía del buen funcionamiento de las instalaciones, será de doce (12) meses, a partir de la fecha de la recepción de las obras. Durante dicho plazo, será obligación del contratista la reparación o sustitución de los elementos que acusen vicio de forma o construcción, o se manifiesten claramente inadecuados para un funcionamiento normal, siempre y cuando dichos defectos le sean directamente imputables al contratista. Al final del plazo de garantía, las obras deberán encontrarse en perfecto estado.

6.11-. Revisión de precios.

En cuanto a los plazos cuyo cumplimiento dan derecho a la revisión y las fórmulas a aplicar, se atendrá al contratista a lo determinado en el Pliego de Cláusulas Administrativas Particulares. En todo caso se atenderá al contratista a la legislación vigente.

6.12-. Prueba y ensayos.

-. Los ensayos y reconocimientos, verificados durante la ejecución de los trabajos, no tienen otro carácter que el de simple antecedente para la recepción. Por lo tanto, la admisión de materiales, elementos o unidades, de cualquier forma que se realice en el curso de las obras y antes de su recepción, no atenúa las obligaciones de subsanarlos y reponerlos si las instalaciones resultaran inaceptables parcial o totalmente, en el momento de la recepción. -. La dirección de las obras designará a los técnicos que hayan de inspeccionarlos distintos elementos de la instalación tanto en fábrica corno a pie de obra. Así mismo, podrá designar otra entidad profesional de control para efectuar estas inspecciones en nombre suyo; el contratista tornará las medidas necesarias para facilitar todo género de inspecciones.

6.13-. Pruebas durante la instalación.

Los representantes en obra de la dirección de la misma podrán realizar las pruebas que consideren necesarias, una vez instalados los elementos, “in situ”, debiendo el contratista presentar el personal necesario siendo de su cuenta los gastos correspondientes. De dichas pruebas se redactarán certificados firmados por los representantes de la dirección de la obra y del contratista.

6.14-. Recepción en las obras.

-. Se atenderán a lo establecido en los artículos 111.- Cumplimiento de los contratos y re-opción y el artículo 147.- Recepción y plazo de garantía de la Ley13/1995 . -.Se establecerá la correspondiente acta de recepción de las obras que deberán firmar los representantes que designe la propiedad y el contratista, comenzando entonces el plazo de garantía.


Página294

-. El acta de recepción contendrá los siguientes documentos: • Relación de problemas de funcionamiento pendientes de resolver. • Lista de observaciones que contengan los puntos que deban ser estudiados y vigilados durante el periodo de garantía. • Programa y especificaciones de pruebas de rendimiento a realizar durante el periodo de garantía.

6.15-. Liquidación.

Recibidas las obras, se procederá seguidamente a su liquidación provisional a tenor de lo dispuesto en el Artículo 14 de la Ley 12/1995.

6.16-. Materiales o elementos que no sean de recibo.

-. La dirección de las obras podrá desechar todos aquellos materiales o elementos que no satisfagan las condiciones impuestas en los Pliegos de Condiciones del proyecto . -. El contratista se atendrá en todo caso a lo que por escrito le ordene la dirección de las obras para el cumplimiento de las prescripciones establecidas en los Pliegos de Condiciones del proyecto. -. La dirección de las obras podrá señalar al contratista un plazo para que retire los materiales o elementos desechados. En caso de incumplimiento de esta orden procederá a retirarlos por cuenta y cargo del contratista.

6.17-. Resolución del contrato.

-. Serán causas de resolución del contrato las señaladas en los Artículos 112.-Causas de Resolución y Articulo 150.- Causas de resolución (Contratos de obras) de la Ley13/1995 . -. Acordada la resolución del contrato, la propiedad fijará al contratista un plazo para abandonar la obra y retirar las instalaciones auxiliares y el equipo aportado a la ejecución de la misma.

6.18-. Disposiciones legales.

El contratista vendrá obligado a cumplir en todas sus partes lo dispuesto en la Ley de Protección de la Industria Nacional, así como lo establecido en todas las leyes de carácter social, y las referentes a obras, construcciones, etc., que sean de aplicación en este proyecto.

7-. Garantías y penalidades.

7.1-. Garantías de funcionamiento.

-. El vendedor garantizará que se cumplen las capacidades de producción y demás características requeridas en el Pliego de Condiciones Técnicas, lo que se certificará en las correspondientes pruebas. -. El vendedor presenciará, testificará y supervisará las pruebas, soportando todos los costes que esto le presente. Si por alguna razón, atribuible el vendedor, hubiese que repetir alguna prueba o parte de ella, ésta se realizará repercutiendo todos los gastos al vendedor. -. Las pruebas de garantía se realizarán preferentemente dentro de los tres (3) meses siguientes a la recepción provisional de la unidad. El vencimiento del periodo de un (1) año o la realización satisfactoria de las pruebas, conllevará la aceptación final de los productos.


Página295

Garantía de producción. -.El vendedor indicará las características esperadas y garantizadas para los valores nominales de funcionamiento de la instalación. -. El vendedor garantizará la carga mínima técnica de los elementos.

7.2-. Garantías de diseño, materiales y fabricación.

El vendedor garantizará los elementos de la planta de cogeneración por un período de 12 meses a partir de la recepción provisional Esta garantía significa que el vendedor reparará o, si fuera necesario, reemplazará, sin costo alguno para el comprador, aquellas partes o piezas que se averíen. Tanto la operación como el mantenimiento de la planta se realizarán de acuerdo a las normas de operación y mantenimiento del vendedor.

7.3-. Penalidad por retraso en el montaje.

En el caso de que exista retraso en la fecha garantizada de fin de montaje mecánico por causas imputables al vendedor/instalador, se establece una penalidad del 1% porcada semana completa de retraso sobre el importe total de suministro, excluidos repuestos, con un máximo del 5%.

7.4-. Penalidad por disminución de la fiabilidad-

En caso de pérdida de la disponibilidad de los elementos, según lo dispuesto en el presente pliego, el vendedor tendrá que satisfacer una penalidad según lo siguiente: por cada 1 % menos de fiabilidad del valor garantizado, la penalidad aplicable será de un 1% del importe total del suministro. La penalidad máxima exigible por dicho concepto queda limitada al 5% del precio del contrato.

7.6-. Penalidad global.

La responsabilidad máxima total del vendedor con respecto a las garantías indicadas en los apartados anteriores, no excederá del 10% del valor del suministro. Si la suma de las penalidades descritas en los puntos anteriores (excluida la penalidad por retrasos) superase el 10% del valor garantizado, el comprador se reserva el derecho a acogerse al cobro de la penalidad o a exigir del vendedor que corrija el defecto en el momento en que el comprador lo considere oportuno, o a exigir el cambio del equipo en cuestión por otro acuerdo, y en dichos supuestos sinque suponga gasto alguno para el comprador.

8-. Instalación eléctrica de máquinas asociadas a las turbinas.

8.1-.Prescripciones generales.

Los materiales de instalación y los medios de producción deben definirse en el lugar de instalación según las condiciones del entorno. Para las turbo-máquinas deben preveerse líneas de mando resistentes al aceite, pues toque a veces se instalan junto a conductos de alimentación de aceite. Para los medios de producción que deben conectarse, se recomienda la utilización de las siguientes líneas de mando para máquinas:


Página296

Generadores binarios: iniciador de aproximación y equipos de señalización.

H05VVC4V5-K (anteriormente NYSLYCYÖ – J) o los que cumplan esta norma:

Consumidores de energía: motores de accionamiento, accionamientos, reguladores, válvulas electromagnéticas, etc. Generadores binarios: interruptores, interruptores de carrera, interruptores por aumento de presión, termorruptores, etc. Las líneas indicadas sólo pueden utilizarse en edificios o en adecuados tubos de protección o canales. Cuando la línea esté expuesta a un esfuerzo mecánico elevado, debe estar protegida con trenzado de alambre de acero (p.ej., líneas de marca Lapp,modelo Ölflex - 140 SY). Si las máquinas se instalan al aire libre, las líneas indicadas deben tenderse en tubos(tipo de instalación cerrada), o deben utilizarse líneas que cumplan los requisitos de VDE 0298, parte 3. En caso de utilización de máquinas en áreas expuestas a peligro de explosión, sólo deben instalarse líneas de normas según VDE 0298, parte 3.


Página297

Datos técnicos de líneas de mando de máquinas.

Tipo de línea H05VV5-F H05VVC4V5-K (anteriormente NYSLYÖ-J) (anteriormente NYSLYCYÖ-J)

Tensión nominal Uo/U 300/500 V 300/500 V

Tensión de prueba 3,000 V 3,000 V

Gama de temperaturas, - 5 C...+70 C - 5 C...+70 C instalación móvil

Gama de temperaturas, - 40 C...+70 C - 40 C...+70 C instalación fija

Radio de flexión mínimo 15x 20x diámetro de la línea diámetro de la línea

Blindaje Trenza de alambre de cobre

estañado

Estructura Cable trenzado de alambre fino según VDE 0295, de alambres de E-Cu desnudos, almas de PVC cableadas en capas, negro con numeración en blanco, 1 alma verde /amarillo camisa de mezcla especial de PVC.

Para los trazados principales de las líneas para la instalación de máquinas deben preverse canales pequeños metálicos para cables y tubos de protección metálicos para la protección mecánica de las vías de alimentación hasta los diferentes equipos eléctricos. Debe evitarse en la medida de lo posible la fijación de estos medios de instalación junto a líneas de alimentación y de presión (aceite, agua, vapor, etc ) y junto a generadores.

En el área no transitable los tubos de protección pueden ser de tipo de instalación abierta (sin codos de tubos).

La entrada de la línea a los medios de producción se realiza mediante pasa cables o conectores de enchufe. El tubo de protección termina justo antes del pasa cables o del conector de enchufe y lleva una protección de los bordes en cada extremo, incluso junto a los codos.

El blindaje de las líneas que provienen de la turbo-máquina debe llevarse hasta el armario de maniobra a través de la caja de bornes local mediante bornes de paso que no deben tener ninguna conexión con tierra. Tampoco está permitida la conexión a tierra en el medio de producción local a efectos de blindaje. En el armario de maniobra los blindajes deben ponerse al potencial de tierra, con el menor trayecto posible y con un apoyo de gran superficie (resistencia de baja impedancia).

El blindaje no debe interrumpirse en toda la longitud de la instalación. En caso de quesea necesario realizar interrupciones del blindaje, deben realizarse reglamentariamente. En los extremos de la línea deben colocarse números de localización. El guiado de líneas de mando y señalización y de líneas de corriente de alta intensidad(líneas de alimentación para motores o consumidores de corriente de alta intensidad, como calefacción) debe realizarse por trazados independientes. Se deben tomar en cuenta las indicaciones de instalación de los diferentes medios de producción.


Página298

8.2-. Trazado de instalaciones en terreno abierto, en máquinas, sobre

plataformas y en canales.

-. Para reducir lo más posible la influencia de perturbaciones producidas por acoplamientos inductivos o capacitivos de líneas de tendido paralelo, las líneas de alimentación para consumidores de corriente de alta intensidad deben tenderse a una distancia de > 300 mm de las líneas de mando y de las líneas de señales.En cualquier caso es mejor elegir para la instalación un trazado que discurra en diferentes planos.

-. Los cruces de líneas deben realizarse en ángulo recto.

-. Las líneas de alimentación para consumidores de corriente de alta intensidad deben tenderse sobre plataformas, separadas de las líneas de mando y de las líneas de señales.

-. La distancia de separación entre las plataformas debe ser como mínimo 300 mm. La misma distancia se aplica al tendido de líneas de alimentación para consumidores de corriente de alta intensidad y de líneas de mando y señalización en canales.

-. Las plataformas y los canales deben unirse mediante conductores y ponerse a tierra.

-. Cuando el espacio disponible para la instalación sea reducido y en caso de tendidos paralelos de líneas, las líneas de mando y señalización deben llevarse en tubos de protección metálicos si es que hubiera riesgo de repercusiones debido a las líneas de corriente de alta intensidad o de alimentación sobre el sistema de mando y señalización.

-. Dichos tubos de protección deben ponerse a tierra. Las líneas para corriente de alta intensidad pueden guiarse en tubos de PVC.

-.Si se utiliza el tipo de protección contra ignición "seguridad propia EEXi" , los equipos eléctricos (como líneas de conexión, bornes en serie, entradas de cable) deben ser de color azul claro o identificarse adecuadamente.

-. En las cajas de bornes y en los armarios que incluyan circuitos de diferentes categorías(con seguridad propia y sin seguridad propia) debe realizarse una separación clara de los bornes en serie (con seguridad propia, azul claro) y los canales para cables (con seguridad propia, azul claro).

-. Para los bornes en serie debe guardarse una distancia mínima de 50 mm, o respetarse una pared divisoria de 1,5 mm con una distancia de descarga superficial (dimensión de filamento) en torno a la pared divisoria de 50 mm, según VDE 0170/0171.

-. El tendido de los circuitos eléctricos con seguridad propia hasta el armario debe realizarse con líneas color azul claro aisladas espacialmente de los circuitos eléctricos sin seguridad propia. Normas referenciadas:

Directriz 94/9/EG Directriz 89/336/EG DIN EN 50020 (VDE 0170/0171) Directriz 93/68/EG DIN EN 60079-7 (VDE 0165) DIN EN 50014 (VDE 0170/0171)


Página299

8.3-. Instalación del armario de maniobra.

-. El cableado del armario de maniobra debe realizarse con cable de sección >1,0 mm2.

-. En fuentes de alimentación de tensión 24 V CC deben utilizarse cables de 1,5 mm2 de sección, y en las líneas de transformadores hasta 5 A, secciones mínimas de 2,5 mm2.

-. Para la identificación mediante colores se utilizan las normas VDE o las especificaciones del cliente.

-. Los relés, contactores y válvulas electromagnéticas deben conectarse con los siguientes dispositivos de protección:

corriente continua - diodo de paso

corriente alterna - Varistor o módulo RC

Las líneas de alimentación de 24 V y 0 V deben tenderse sobre barras de distribución.

8.3.1-. Trazado de instalaciones en armarios, pupitres y puestos de mando.

-. Para señales de baja energía, como por ejemplo de: a) señales unitarias (0,4 ... 20 mA). b) Pirómetros de resistencia eléctrica c) Termopares. d) Mili-voltímetros. e) Sistemas de vigilancia de vibraciones. f) Sistemas de vigilancia de posición axial g) Iniciadores de aproximación. h) Contactos para conexión a relés amplificadores. i) Indicadores de número de revoluciones. j) Reguladores de presión. etc.

Deben utilizarse líneas blindadas que deben tenderse en uno o varios canales, aislados de las restantes líneas, siempre que sea posible (desde a hasta c es obligatorio).

-. Siempre que sea posible, las líneas de mando y señalización deben tenderse separadas de las líneas de corriente de alta intensidad.

-. Siempre que sea posible, las líneas deben tenderse con aislamiento de potencial encanales separados.

-. El aislamiento de potencial debe tenerse también en cuenta en la disposición de los bornes.


Página300

8.3.2-. Instalación de líneas de señales de baja energía para sistemas de medición

y regulación.

-. Para la regulación del número de revoluciones de las turbo-máquinas hay que llevar líneas de señales procedentes de los indicadores de número de revoluciones y del regulador de presión hasta el regulador que se encuentra en el armario de maniobra.

-. Es imprescindible tener en cuenta que no pueden producirse perturbación es procedentes de otras líneas de mando, señalización y abastecimiento que establezcan conexiones con otros medios de producción.

-.Deben cumplirse las premisas establecidas en los diagramas de conexiones respecto a la selección de líneas. Si se tiene la intención de utilizar otro tipo de línea debe consultarse previamente con los fabricantes de las turbinas.

-. Si no existiera ninguna caja de bornes local, las líneas de conexión desde los indicadores de número de revoluciones deben llevarse directamente a los bornes de entrada del armario de maniobras, del pupitre o del regulador.

-. El blindaje debe conectarse a potencial de tierra. También en este caso debe mantenerse una estricta separación de los trazados de las líneas y deben respetarse las distancias de separación necesarias entre las líneas de señales de baja energía y las líneas de señales de alta energía, así como respecto a las líneas de alimentación.

-. Al conectar las líneas a los bornes debe tenerse en cuenta que el aislamiento de las líneas y los cables debe tener la menor longitud posible (inmediatamente antes del borne). Los hilos independientes no pueden guiarse en canales como si fueran bucles. Cuando sea necesario una cierta reserva en la longitud del tendido, en la instalación sólo debe incluirse como longitud de prolongación de reserva la línea completamente blindada.

-. Debe evitarse la formación de bucles.

-. Todas las demás líneas conectadas al regulador/es deben estar blindadas, llevándose todos los blindajes a una barra colectora. Esta barra debe estar unida a potencial de tierra mediante una resistencia de bajo ohmiaje.

Normas referenciadas:

Directriz 94/9/EG Directriz 93/68/EG Directriz 89/336/EG DIN EN 50014 (VDE 0170/0171) DIN EN 50020 (VDE 0170/0171) DIN EN 60079-7 (VDE 0165).


Página301

8.3.3-. Montaje de componentes de regulación y Voith.

-. Los aparatos pueden montarse en un armario de maniobra. La sala en la que se va a instalar el armario de maniobra debe tener una temperatura comprendida entre 15° C y40° C, con una humedad relativa del aire máxima del 70%.

-. Ha demostrado ser eficaz una altura de instalación de 1.600 mm sobre la cota cero del suelo. Debe preverse la suficiente distancia de separación entre aparatos de conmutación de potencia y distribuciones de energía.

-. El sistema de regulación debe alojarse en el armario de maniobra permitiendo un buen acceso al mismo.

-. Para el desacoplamiento eléctrico de las líneas de mando externas deben utilizarse relés acopladores para evitar las señales parásitas en la línea del regulador/es.

-. El estadode los relés debe poder leerse mediante diodos luminosos LED. También debe ser posible accionar manualmente los relés.

-. La regleta de conexiones del regulador y los relés deben unirse mediante líneas de corta longitud blindadas.

-. Los relés deben conectarse con diodos de paso. Los relés de acoplamiento deben instalarse lo más cerca posible de la regleta de conexiones del regulador.

-. El bastidor de montaje debe ponerse a tierra con una línea de 4 mm2de sección mínima.

-. Al instalar la línea hay que cerciorarse de que el tendido se realice con aislamiento de potencial.

-. La protección contra sobretensión debe estar alojada en el armario de maniobra, siempre que no pueda alojarse en el bastidor de montaje del regulador. Se coloca en una barra de fijación.

-. Debido a su tipo de protección menor (IP20), es preferible instalar el regulador en la placa de montaje que se encuentra en el armario de maniobra. En tal caso los elementos de mando son pulsadores e interruptores montados en el frontal del cuadro de maniobra.

-. Si se monta el regulador en el frontal del cuadro de maniobra, éste debe disponer de una tapa frontal transparente con posibilidad de cierre.

8.3.4-. Alimentación eléctrica para componentes de regulación y Voith.

-. Dado que en los accionamientos de turbinas se utilizan sistemas de regulación electrónica y circuitos de seguridad, la alimentación eléctrica debe cumplir requisitos específicos.

-. Se recomienda instalar una alimentación eléctrica con acumuladores de compensación y cargador; el polo negativo debe ponerse a tierra.

-. Las líneas de entrada, desde la regleta de bornes de alimentación del armario de maniobra hasta el sistema de regulación, deben estar torsionadas y guiarse mediante un dispositivo de protección contra sobretensiones.

-. Las líneas de 0 voltios de grandes consumidores de corriente no pueden unirse con líneas de 0 voltios de líneas de señales, sino que deben conectarse en una barra colectora independiente.


Página302

8.4-. Puesta a tierra y compensación de potencial.

Los equipos relacionados con la turbo-máquina deben ponerse a tierra según las normas vigentes en el país de instalación y las condiciones previas de la red. Debe realizarse la compensación de potencial. Con turbogeneradores el punto estrella neutro debe ponerse directamente a tierra con la mitad de sección del conductor exterior (en caso de que sea necesario por la forma dela red). La carcasa del generador y todos los demás puntos de tierra deben cablearse por separado a partir de la barra de PE. Para instalaciones construidas según normas VDE se aplican en particular las siguientes normas:

DIN VDE 0100, Parte 540 DIN EN 50178.

Además de los equipos eléctricos, deben incluirse en la compensación de potencial:

*El bastidor de la turbina. * Las tuberías de agua para el refrigerador de aceite. * Las conducciones de medios. *Las estructuras metálicas. * Las líneas de vapor correspondientes. * Los armarios de maniobra y de vigilancia. * La carcasa del generador (en instalaciones de generador). * El polo negativo de la batería. *Las líneas correspondientes para compensación de potencial deben dimensionarse según las normas mencionadas.

8.5-. Normas para el dimensionado y tendido de cables de baja y media

tensión.

-. En principio, deben utilizarse los bastidores de cables uno debajo de otro para conectarlos con el potencial de tierra.

-. Los sistemas de apoyo deben tener protecciones en los bordes, principalmente al principio, así como en los ángulos de colocación, a fin de evitar el deterioro del aislamiento de los cables.

-. Los cables de baja y media tensión deben estar previstos con abrazaderas de sujeción en una distancia de un metro, los cuales no deben ser de material magnético.

-. En todo momento debe cuidarse que existan protectores de tracción de cables apropiados (barras de apoyo de cables) cuando el cable entre de un canal de tierra desde abajo, hacia el armario del disyuntor.

-.Deben ser observados los radios de flexión admisibles de los cables utilizados, al instalarlos formando arcos y en las líneas de entrada y salida de las cajas de bornes y de los armarios de distribución.

-. Al tender los cables sobre bastidores de cables sin la distancia adecuada, en tubos o canales no suficientemente ventilados, así como a una temperatura ambiente elevada, deberán considerarse los factores de reducción según VDE 0298 / DIN 57298.

-. El tendido de varios sistemas en una fase debe efectuarse independientemente y en conjuntos simétricos. Esto significa que cada conjunto está compuesto por las fases L1,L2, L3 y eventualmente N para impedir la formación de campos magnéticos.


Página303

9-. Operaciones de mantenimiento en la turbina de vapor.

Además de la supervisión rutinaria diaria de la turbina de vapor en funcionamiento, así como de las recomendaciones de mantenimiento dadas por los sub-proveedores, deben efectuarse las siguientes operaciones de mantenimiento en los intervalos indicados, estableciendo su realización por el tipo de personal estipulado, siendo el personal cualificado el personal de operación y mantenimiento propio de la empresa y el personal autorizado el personal técnico con acreditación correspondiente por el fabricante de la turbina, perteneciente a la instaladora/mantenedora de la instalación, fruto del contrato de mantenimiento que se establezca .

Denominación Intervalosde

mantenimiento Ámbito de control Gestión

Radiador de aceite Continuamente. Limpieza Personal cualificado

Filtro de aceite Continuamente

Localmente; control de la presión diferencial. Doble filtro de aceite: Si la presión diferencial es superior a 1,5 bar, cambiar la conexión a otro filtro de aceite y limpiar el filtro desconectado.

Personal cualificado

Composición del aceite Cada 3 meses Control - agua en el aceite Personal cualificado

Turbina y suentorno Cada 3 meses Limpiar Personal cualificado

Dispositivos de parada de emergencia

Cada 3 meses Control de funcionamiento Personal cualificado

Simulación de activación

Cada 3 meses Control del cierre rápido Personal

cualificado

Prueba de funcionamiento

Cada 20.000 horas de servicio como máx. cada 3 años

Control del cierre rápido Personal

autorizado

Comprobar si el rodete presenta figuras y sedimentos (sólo en caso de turbinas de condensación)

Cada 20.000 horas deservicio como máx. cada 3 años

Control Personal

autorizado

Equipamiento de la maquinaria


Control Personal

autorizado

Holguras y fisuras Cada 20.000 horas deservicio como máx. cada 3 años

Control Personal

autorizado

Juntas en el circuito de vapor


Control Personal

autorizado

Juntas en el circuito de aceite


Control Personal

autorizado

Dispositivo de regulación y cierre rápido


Control Personal

autorizado

Todas las conducciones de desagüe


Control Personal

autorizado


Página304

9.1-. Operaciones de mantenimiento adicionales (inspección de seguridad).

Denominación Intervalos de mantenimiento

Ámbito de control Gestión

Caja de válvulas, Caja de la turbina Caja de vapor de escape

cada 100.000 horas de servicio como máx. o cada 12 años

Control Personal

autorizado

Rodete y conexión del rodete


Control Personal

autorizado

Eje de la turbina y eje de engranajes


Control

Personal autorizado

Dispositivo de regulación y de cierre rápido


Control

Personal autorizado

9.2-.Averías típicas, sus causas y subsanación.

-. Las medidas de identificación de fallos en la turbina sólo pueden confiarse a personal con la formación correspondiente y las herramientas y útiles adecuados. -. La apertura de la turbina y la instalación de piezas de repuesto debe confiarse únicamente a personal autorizado para no comprometer la seguridad de la turbina. Esta advertencia debe aplicarse especialmente a todos los dispositivos de regulación y seguridad. -.Para subsanar un fallo, en primer lugar es necesario identificar lo antes posible la causa del mismo. Una búsqueda sistemática de fallos ahorra tiempo y dinero, ya que acelera la localización de la causa, reduce las reparaciones y tiempos deparada de los equipos y evita en gran medida la recurrencia de procesos que se sabe provocan daños. La siguiente tabla puede contribuir a identificar la causa de la avería y su solución.


Página305

Avería (dónde) Causa Subsanación Gestión

Presión de aceite demasiado baja

Filtro sucio Limpiar filtro Personal

cualificado

Fuga en el sistema de aceite Estanqueizar los puntos de fuga. Reemplazar elementos de junta, apretar racores


Válvula de rebose Desajustada o defectuosa

Ajustarla Instalar una pieza nueva


Mariposa de aceite lubricante desajustada

Ajustarla Personal

cualificado

Bomba de aceite defectuosa Instalar una bomba de aceite nueva Personal

autorizado

Cojinete dañado. Sustituir el rodamiento Comprobar el giro del rotor

Personal autorizado

Temperatura del aceite demasiado elevada.

Revisar la capacidad refrigerante del radiador de aceite

Personal autorizado

Nivel de aceite en depósito demasiado bajo.

Rellenar de aceite Personal

autorizado

Temperatura de los cojinetes demasiado elevada

Temperatura del aceite demasiado elevada.

Revisar la capacidad refrigerante del radiador de aceite

Personal autorizado

Aceite demasia dodenso. Cambio de aceite, utilizar el aceite prescrito fabricante

Personal autorizado

Cojinete dañado. Sustituir el rodamiento Comprobar el giro del rotor

Personal autorizado

Junta de aceite del motor no estanca

Desgaste. Remplazar la junta Personal

autorizado El número de revoluciones fluctúa

Pistón de regulación del servomotor sucio.

Abrir servomotor Limpiar piezas interiores

Personal autorizado

Válvula de vapor no estanca

Desgaste. Remplazar empaquetadura de prensaestopa

Personal autorizado

El husillo de la válvula de vapor se agarrota

Sedimentos en el husillo de la válvula o en la empaquetadora de prensa-estopa.

Limpiar el husillo de la válvula Reemplazar empaquetadura de prensaestopa

Personal autorizado

Agua en el aceite La junta del eje no está estanca.

Sustituir la junta del eje Personal

autorizado

El funcionamiento no transcurre sin problemas

Daños en el rodamiento. Sustituir el rodamiento Comprobar la concentricidad del rotor de turbine.

Personal autorizado

Rotor de turbine descompensado.

Compensar dinámicamente el rotor de turbina

Personal autorizado


Página306

10-. Operaciones de mantenimiento en la turbina de gas TG2.

10.1-. Inspecciones antes del arranque.

-. Nivel del depósito de aceite -. Línea de alimentación de carburante. -. Batería y cargador de baterías -. Fugas de aceite -. Cables eléctricos -. Filtros y conductos -. Ningún material inflamable cerca de los conductos del gas de escape. -. Desgaste de la bomba de lubricación.

10.2-. Inspecciones durante el servicio.

-. Lectura de todos los aparatos indicadores del turbo-grupo. -. Variación de los tiempos de aceleración y desaceleración. -. Variación de temperaturas. -. Variación de vibraciones en las diversas zonas de la turbina y generador.

10.3-. Inspecciones (nivel I).

Controles cada 2 meses con turbina parada aprox. 8 horas. -. Controles de registrados en los puntos 10.1 y 10.2 -. Control sondas alarmas , temperatura y velocidad. -. Control de todos los filtros. -. Lavado del compresor de la turbina si se solicita. -. Limpieza del container. -. Control presión bomba de lubricación.

10.4-. Inspecciones (nivel II).

Control cada 4 meses con turbina parada aproximadamente 16 horas. -. Controles según indicaciones en punto 10.1 , 10.2. y 10.3 -. Fugas de aceite del eje turbina y conductos descarga. -. Análisis de aceite. -. Control tolerancia indicadores de velocidad y de temperatura. -. Desmontar y limpiar válvula de gas. -. Desmontar y limpiar válvula bypass turbina. -. Control del circuito de aire. -. Desmontar y limpiar los sensores de velocidad. -. Desmontar y limpiar filtro de gas. -. Control de lubricación de los cojinetes del generador. -. Control de los cables eléctricos y limpieza. -. Control de todos los sistemas de seguridad.


Página307

10.5-. Inspecciones (nivel III).

Control después de las primeras 1.000 horas de ejercicio y con intervalos de 8 meses, con turbina parada aprox. 24 horas. -. Control según punto 10.4. -. Control cámara de combustión. -. Control de fugas en conductos de carburante y válvulas actuador -. Control y limpieza cables de interconexión. -. Control interior del canal de aire. -. Control lubrificación del acoplamiento. -.Control de la fijación del acoplamiento. -. Desarme y limpieza de los termopares. Cambiar termopares si es necesario. -. Control desgaste del circuito de arranque -. Control del radiador de aceite, limpieza y desgaste. -. Desmontaje y limpieza de la resistencia de calefacción del aceite. -. Desmontaje y limpieza de la válvula aceite anti-retorno.


Página 308

CAPÍTULO 6:

IMPACTO

MEDIOAMBIENTAL.



Fecha: Abril 2014



TARRAGONA .


Página 309

ÍNDICE.

CAPÍTULO 6 : IMPACTO MEDIOAMBIENTAL.

1-. Descripción de la actividad. .......................................................................................................... 310

2-. Clasificación de la actividad. ......................................................................................................... 312

2.1-. Según normativa estatal. Ley 34/2007 de 15 noviembre Regulada en Decreto50/2009 ......... 312

2.2-. Según normativa autonómica. Decret 319/98 de 15 de desembre ......................................... 312

3-. Emisiones Gaseosas .................................................................................................................... 313

3.1-.. Focos potencialmente contaminantes ................................................................................... 313

3.2-.. Análisis de emisiones gaseosas. ........................................................................................... 313

3.3-. Cálculo del ahorro global de emisiones CO2.......................................................................... 316

4-. Ruidos y Vibraciones. ................................................................................................................... 317

4.1-. Nivel sonoro máximo permitido .............................................................................................. 317

4.2-. Focos de ruido a considerar con la nueva instalación proyectada. ......................................... 317

4.3-. Medidas correctoras previstas ............................................................................................... 318

4.3-. Vibraciones. ........................................................................................................................... 319

5-. Tratamiento de residuos ............................................................................................................... 320

5.1-. Efluentes líquidos ................................................................................................................... 320

5.2-. Efluentes solidos .................................................................................................................... 320

6-. Proteccion contraincendios: .......................................................................................................... 321

7-. Conclusiones. ............................................................................................................................... 322


Página 310

1-. Descripción de la actividad.

El presente documento constituye el Estudio de Impacto Ambiental, enmarcado en el proceso de Evaluación recogido en la normativa ambiental vigente, en el cual se valora, desde el punto de vista ambiental, la renovación de unaPlanta de Cogeneración de 13,93 MW de potencia eléctrica,y 30

t/h de vapor de 30 bar sobrecalentado a 325ºC, parte del cual, posteriormente se

expansionará a 5 bar formando asi dos redes de vapor a diferente nivel de presión. El

consumo medio del parque será de 15Tn/h de vapor de 30 bar y 15 Tn/h de vapor de 5

bar.

-. La instalación de la cogeneración se realizará en el interior del parque químico propiedad de “TárracoQuímic” en zona clasificada como terreno industrial. -. La planta de cogeneración dotará de energía eléctrica y vapor a las instalaciones de la empresa “TárracoQuimic” situado en municipio de la Canonja , así como la exportación de la energía eléctrica no demandada por el complejo, a la red general eléctrica. El consumo energético en forma de gas natural en las condiciones normales de funcionamiento, designadas y proyectadasen este proyecto es de 42.410kWh. Así pues las potencia energética demandas por sistemas de cogeneración la podemos detallar y será la siguiente en base a 8.360 horas de funcionamiento y un PCI del gas 9.600 Kcal/m3

Símbolo Consumo de Gas natural

kWh MWh/año Nm3/h

Fcc1 Consumo gas TG1 17.630 147.385 1579,33 Fcc2 Consumo gas TG2 22.960 191.942 2056,79

F no.HCP Consumo gas complementaria postcombustión caldera 5

1.890 15.790 173,64

Fcc=Fcc1+Fcc2 Consumo gas en cogeneraciones 40.590 339.387 3636,13

F no.HCP Consumo gas postcombustión caldera 5 1.890 15.790 173,64

Q = Fcc+Fno.CHP Consumo gas total cogeneración y postcombustión

42.480 355.177 3805,33


Página 311

En la actualidad esta planta dispone de 2 turbinas de gas y una turbina de vapor, formando en conjunto un ciclo combinado.

Configuración de la planta actual.

Tipo de planta Ciclo combinado Potencia eléctrica turbina gas TG-1 5.400 kW (a 15ºC) , a 20m altura;

150 mm.c.d.a perdidas Potencia eléctrica turbina gas TG-2 5.1kWe (a 15ºC) , a 20m altura; a 150

mm y 200 mm.c.d.a perdidas. Potencia eléctrica turbina vapor TV 1.000 kW Total 11.078kWe Con la presente modificación sustancial de la instalación proyectada, la planta de cogeneración de TarracoQuímic pasaría a tener la siguiente configuración:

-.Con la previsión de sustituir la turbina de gas TG-2 actual de 14 años de antigüedad, que tiene unas emisiones de CO y NOX altas, por otra turbina de gas de bajas emisiones de NOX,se instalaría un turboalternador de 7655 kWe ya mitigada a las pérdidas.

-. Con la previsión de sustituir la turbina de vapor actual de 1.000 kwcon grandes pérdias en sus laberintos internos y consiguientemente bajo rendimiento termodinámico y eléctrico, por una nueva turbina depotencia ligeramente superior de 1.360 kWe.

Por lo tanto la nueva planta tendría la siguiente configuración:

Configuración de la nueva planta. Tipo de planta Ciclo combinado Potencia eléctrica turbina gas TG-1 5.400 kW (a 15ºC) , a 20m altura;

150 mm y 200 mm.c.d.a perdidas Potencia eléctrica turbina gas TG-2 7.655kW (a 15ºC) , a 20m altura;

150 mm y 200 mm.c.d.a perdidas Potencia eléctrica turbina vapor TV 1.360 kW Total 13.923kW


Página 312

2-. Clasificación de la actividad.

En la redacción del presente estudio se ha tenido en cuenta, en esencia, lo establecido en la siguiente normativa

2.1-. Según normativa estatal. Ley 34/2007 de 15 noviembreRegulada en

Decreto50/2009.

La Ley de Calidad del Aire y Protección de la Atmósfera, establece en su Anexo IV un catálogo de actividades potencialmente contaminadoras de la atmósfera. Concretamente esta actividad tiene una clasificación específica como sigue:

03. Plantas de combustión industrial 03.01. Calderas de combustión industrial, turbinas de gas y motores estacionarios. 03.01.04 Turbinas de gas.

Todavía no existe el reglamento que desarrolle dicha Ley, por lo que de momento aún sería de aplicación el RD 833/1975 de 6 de febrero, último vigente en los siguientes términos:

• Dado que no hay una clasificación específica para las centrales de cogeneración, hemos considerado que una central de cogeneración que consume gas como combustible quedará enmarcar en el grupo B, apartado 2.1.Energía, como :Centrales térmicas de potencia inferior a 50 MW.

• Referente a los niveles de emisión de contaminantes a la atmósfera, el Anexo IV no hace referencia en ningún momento a centrales térmicas que utilicen gas natural como combustible. Así pues, por omisión, esta planta de cogeneración se deberá clasificar en el apartado 27 como:Actividades industriales diversas no especificadas en este anexo .

2.2-. Según normativa autonómica. Decret 319/98 de 15 de desembre.

Este decreto surgió para corregir la indefinición del RD 833/1975 de 6 de febrero anterior, y fijar así límites de emisiones específicos para instalaciones de combustión de potencia inferior a 50 MW e instalaciones de cogeneración. Concretamente en el Anexo 1 clasifica claramente esta actividad:

2. Instalaciones de cogeneración 2.1. Turbinas de gas


Página 313

3-. Emisiones Gaseosas.

3.1-. Focos potencialmente contaminantes.

Los focos de emisión de contaminantes, serán las chimeneas de las calderas de recuperación y las chimeneas de emergencia disponibles para las turbinas de gas.

Por estos focos de emisión saldrán los gases de escape de la combustión del gas natural con el aire comburente generados en las turbinas de gas para el caso del sistema de cogeneración de la turbina de gas TG2 y adicionalmente o de forma exclusiva los gases de combustión complementarios del quemador auxiliar de postcombustión en el sistema de cogeneración del la turbina de gas TG1.

En la planta de cogeneración, no se prevé generar, humos, nieblinas ni olores, excepto vahos de aceite de refrigeración, ya que para este fin, el sistema de cogeneración individual dispondrá de filtros electrostáticos, haciendo imperceptible dicho evento.

Si pueden generarse,puntualmente vahos de vapor de agua producto de la expansión de purgas o venteo del desgasificador térmico o silenciadores de vapor de las calderas.

3.2-. Análisis de emisiones gaseosas.

* Cogeneración 1: TG-1+caldera nº5

Esta turbina no se modifica, se mantienen las condiciones actuales . Así pues los focos de emisión en esta cogeneración 1 serán:

• Chimenea de emergencia TG1.

De uso esporádico,ya que esta chimenea solo fluirán gases de salida de la turbina TG1, en funcionamiento de la turbina y fuera de servicio la caldera nº5, aspecto no viable de funcionamiento por la gran pérdida de energía calorífica que esto supondría. En proceso de seguridad de la caldera nº5, estando trabajando en “combi” y activarse algún dispositivo critico de la cadena de seguridad de la caldera.

• Chimenea de la caldera nº5.

Mediante esta chimenea saldrán las emisiones gaseosas de forma usual de los gases de combustión de la turbina de gas TG1 y los gases de combustión del quemador /es auxiliares de la caldera 5 *Se realizarán análisis periódicos de las emisiones de los humos observando valores dentro de los parámetros permitidos *Cogeneración de gas : TG-2+caldera nº6.

Esta cogeneración se modificará con la sustitución de la turbina de gas proyectada, así pues los focos de emisión en esta cogeneración 1 serán:

• Chimenea de emergencia TG2.

De uso esporádico,ya que esta chimenea solo fluirán gases de salida de la turbina TG2, en funcionamiento de la turbina y fuera de servicio la caldera nº6, aspecto no viable de funcionamiento por la gran pérdida de energía calorífica que esto supondría. En proceso de seguridad de la caldera nº6, estando trabajando conjuntamente y activarse algún dispositivo critico de la cadena de seguridad de la caldera.

Página 314

• Chimenea de la caldera recuperadora nº6.

Mediante esta chimenea saldrán las emisiones gaseosas de forma usual de los gases de combustión de la turbina de gas TG2 estando la caldera 6 trabajando en cogeneración con la turbina de gas TG2. En la turbina NUEVA de gas TG-2 T-70, la combustión se realiza en los siguientes términos:

COMPOSICIÓN TIPICA DEL GAS NATURAL % en volumen Nitrógeno N2 3,0 Metano CH4 86,0 Etano C2H6 7,6 Propano C3H8 2,4 Butano C4H10 1,0 AIRE DE COMBUSTIÓN Exceso de aire 300 % Humedad relativa de referencia 60 % Caudal de gases 26,55 kg/s COMPOSICIÓN GASES DE ESCAPE % en peso CO2 4,28 H2O 3,33 O2 16,86 N2 75,53 CONCENTRACIÓN DE CONTAMINANTES mg/Nm3

CO < 64 NOx < 50 SO2 no detectado

(*) Valores válidos entre 50-100% de carga.

Para expresar los valores de los contaminantes anteriores en ppm, se han de aplicar los factores siguientes, que tienen en cuenta el peso molecular y el volumen en condiciones normales: CO 1 ppm = 1,249 mg/Nm3

NOx 1 ppm = 2,05 mg/Nm3

Así pues, se tiene: Para el CO

∗

, =51,24ppm

Para el NOx

∗

,

= 24,39 ppm

Página 315

Los límites de emisiones que fija el RD 833/75, Anexo IV, apartado 27, para “actividades industrialesdiversas no especificadas en este anexo ", y los esperados son:

Tipo de contaminante emitido Unidad Esperado Permitido

CO ppm 51,24 500

NOx, (medido como NO2) ppm 24,39 300

SO2 mg/Nm3 Inexistente 4300

Los límites de emisiones que fija el Decreto 319/98, Anexo I, apartado 2.1, para “Instalaciones de cogeneración con turbinas de gas ” , y los esperados son: Tipo de contaminante emitido Unidad Esperado Permitido

CO mg/Nm3 <64 100

NOx, (medido como NO2) mg/Nm3 < 50 450

SO2 mg/Nm3 Inexistente 300

Se puede observar como los valores esperados de emison de gases contaminantes con la instalacion de la nueva turbina de gas TG-2 son inferiores a los obtenidos actualmente con la turbina de gas actual y claramente inferior a los permitidos y marcados en los reales decretos anteriormente mencionados.

*Caldera de gas GV4 :

Esta caldera no se modifica, se mantienen las condiciones actuales . Así pues los focos de emisión en caldera serán:

• *Chimenea de la caldera convencional GV4:

Mediante esta chimenea saldrán las emisiones gaseosas de forma usual de los gases de combustión mediante quemadores auxiliares, en funcionamiento de la caldera GV4 . Esta caldera es una caldera de apoyo o de emergencia, con lo que normalmente dicha caldera estará parada.


Página 316

3.3-. Cálculo del ahorro global de emisiones CO2.

La instalación de una cogeneración en una industria es un hecho singular bajo laperspectiva de las emisiones de CO2, ya que aumenta las emisiones locales pero reducelas emisiones globales asociadas a la actividad industrial. La planta de cogeneración emite más CO2 que la central de GN necesaria para satisfacerla demanda de E térmica, pero menos que la suma de la central térmica y la centraleléctrica. Para el cálculo del ahorro de emisiones ce CO2, nos basaremos en la comparación deuna planta convencional y una de cogeneración. Es decir, se comparan las emisiones que se verterán en la Planta de cogeneración proyectada y actual por un lado, con las que se verterían de no utilizar esta tecnología y tener que suministrar la energía térmica exclusivamente con calderas convencionales. La ecuación que resume esta comparación es: ∆CO = (Q ∗ Ec + (W ∗ E] − (F ∗ E#Eq.[ 3.3.a] Donde el significado de cada variable es:

Ee:. Emisión de CO2 en la producción eléctrica. 0,60 tnCO2/ MWh. Ec: . Emisión de CO2 en el combustible empleado. 0,22 tnCO2/ MWh.

Los consumos y la energía eléctrica producida son:

Qu : Son requeridos 15.790 MWh al año con la nueva implementación y 48.300 MWh con el funcinamiento actual, ambas energías de Gas Natural en base a PCS del GN parasuministrar la energía térmica mediante calderas a Gas Natural, yaconsiderado un rendimiento de la caldera de 0,9.

Wne: Energía en forma de gas requerida por las turbinas en forma de gas es de339.327 MWh en el sistema proyectado y 294.770 MWh en el sistema actual para la generación de la energía eléctrica y térmica.

F: Energía que se consume en total en la planta de cogeneración por métodos tradicionales y cogeneración que con la configuración proyectada es de 355.117MWh y con la configuración actual es de 343.070 MWh.

• Ahorro de CO2 usando cogeneración con sistema proyectado, respecto sistemas convencionales

∆$% = (15.790 ∗ 0,22 + (339.327 ∗ 0,6] − 355.117 ∗ 0,22

∆$% =128.944tn CO2

• Ahorro de CO2 usando cogeneración con sistema actual respecto sistemas convencionales

∆$% = (48300 ∗ 0,22 + (294.770 ∗ 0,6] − 343070 ∗ 0,22

∆$% = 112.012tn CO2

Los que supone un ahorro en % de emisión de CO2 la implantación del nuevo sistema respecto al anterior en15,11% .


Página 317

4-. Ruidos y Vibraciones.

4.1-. Nivel sonoro máximo permitido.

La zona donde estará instalada las cogeneraciones, están dentro del parque químico de “Tarragona Químic” en zona tipificada como industrial. Dentro del parque Químico se realizará una clasificación de zonas, para definir los límites sonoros de cada actividad, entre ellas y al exterior.

El nivel de presión sonora continua equivalente máxima permitida admisibleen el exterior de otras edificaciones cercanas es: - Exterior día (de 7:00 a 22:00 h) : 75 dBA. - Exterior noche (de 22:00 a 7:00 h): 65 dBA.

4.2-. Focos de ruido a considerar con la nueva instalación proyectada.

Los principales focos de ruido que se producirán en el foco de la instalación de la nueva turbina de gas TG-2 , en condiciones de funcionamiento normal sonlos siguientes: a) Turbogenerador TG-2 a gas. Es el equipo principal de esta instalación, el funcionamiento del cual conlleva la existencia de variosfocos de ruido, importantes o principales y otros secundarios de menor magnitud o consideración, se enumeran a continuación: Focos principales

• Ruido de origen mecánico, debido al movimiento giratorio sobre los ejes del alternador a 1.500rpm, reductor, acoplamiento, compresor y turbina a 14.000 rpm. El valor del espectro ponderado de este conjunto es 85dBA a 15 m.

• Ruido debido al proceso de combustión a alta presión, y la posterior expansión de los gases deescape (aprox. 514ºC). El valor del espectro ponderado de la combustión y expansión de la nueva turbina de gas TG2 es de 70dBA a 15 m.

•Ruido por la entrada del aire de aspiración para la combustión. El valor del espectro ponderadode la entrada de aire para la combustión es de 115dBA a 15 m.

Focos secundarios :

• Ruido por la entrada y salida de aire de ventilación dela envolvente del conjunto del turbo-alternador . •Ruido del ventilador del radiador de refrigeración de aceite de lubricación.

Tabla de los focos de ruido considerados en la instalación de la nueva TG2.

Foco dB Distancia Principal De origen mecánico de la turbina

TG2. 85 15 m

Principal Combustión y expansión gases. 70 15 m Principal Entrada aire combustión. 115 15 m Secundario Entrada y salida ventilación

envolvente.

Secundario Ventilación radiadores aceite.


Página 318

b) Turbina de vapor.

El funcionamiento de la turbina de vapor actúa como un perfecto silenciador de losgases de escape de la turbina cuando pasan por su interior provocando un nivel de ruido reducido.

Por otro lado, tanto la red de tuberías de agua y vapor asociadas, así como los conductos de gasesde combustión, se diseñarán con velocidades de paso de fluidos suficientemente bajas minimizando ruidos por fricción. c) Varios.

Adherentes al funcionamiento general de la planta de cogeneración y por tanto asociados al funcionamiento del sistema de cogeneración TG2 proyectada y a la de la nueva turbina de vapor existen diversos focos de ruido, los cuales se pueden considerar genéricos a cualquier actividad de instalación industrial, por el funcionamiento de entre otros. -. Bombas. -.Ventiladores. -. Fluidos circulantes. (*)

También la red de tuberías de gas y aire comprimido, se diseñará con velocidades de pasosuficientemente bajas para no provocar ruidos por fricción.

4.3-. Medidas correctoras previstas.

a) Medias correctoras de tipo general. La planta de cogeneracion esta instalada en base a cerramientos o edificios que aportan una atenuación adicional de:

• 56 dB en base a muros de hormigon armado de 20 cm de espesor. • 46 dB para paredes de bloque de hormigon de 19 cm de espesor. • 42 dB para cerramientos de ladrillo cerámico perforado. • 27 dB para cerramientos con panel de 35 mm. • 8 dB para cerramientos de chapa.

b) Medias correctoras específicas.

Cada foco de emision de ruido se tratará en su origen, de forma de mitigar su nivel de ruido de acuerdo a la frecuencia de su espectro sonoro,

• Ruido de origen mecánico, debido al movimiento giratorio sobre los ejes del alternador a 1.500 rpm, reductor, acoplamiento, compresor y turbina a 14.000 rpm. Será mitigado albergando el conjunto dentro de un contenedor acústico especial , constituido por chapas metálicas de 3 mm en el exterior, 150 mm de lana mineral sujeta con 100 m lana de vidrio y chapa perforada en su parte interior, con lo que se atenuará el ruido hasta 75 dB, a 1 m en todo su perímetro. • Ruido debido al proceso de combustión a alta presión, y la posterior expansión de los gases de escape (aprox. 513ºC).

-. Este ruido será mitigado mediante la instalación de un silenciador cilíndrico, atenuando hasta 75 dB a 1 m el ruido cuando los gases salen directamente a la atmosfera a través de la compuerta y chimenea de emergencia (durante los transitorios de arranque o avería de la caldera recuperadora C-6) .


Página 319

-. En proceso normal de funcionamiento, estos gases de combustión pasarán por el interior de la caldera de recuperación C-6, la cual efectuará a su vez, la función de silenciador.

•Ruido por la entrada del aire de aspiración para la combustión. Este ruido será mitigado por la instalación de silenciadores de lamas absorventes, atenuando el ruido asociado hasta 75 dB a 1 m. • Ruido por la entrada y salida de aire de ventilación de la envolvente del conjunto del turboalternador y el ruido de ventilación del radiador de aceite de refrigeración , serán igualmente mitigados por la instalación de lamas absorventes, atenuando el ruido asociado hasta 75 dB a 1 m.

c) Medias correctoras adicionales. Una vez se haya realizado la implementacion e instalacion, se realizarán mediciones del nivel de ruido en el exterior de la zona de cogeneracion y en los perimetros de la factoría.

En las edificaciones o plantas ajenas a la planta de cogeneración y calderas, próximas a ésta, además de las medidas anteriores se les habria de aplicar una atenuación debida a la distancia de éstas a razon de 20*log (X), es decir en base a la siguiente tabla.

[X] Distancia Foco emisor (m) Atenuación (dB)

10 20

20 26

25 28

30 29,5

40 32

50 34

60 35,6

Con lo que la edificación más proxima esta a 25 m con lo que el nivel resultante de influencia en la planta de producción proxima será de 75 dB de emisión especificado en el apartado anterior menos los que disminuye por la distancia de que corresponde a 28 dB, con un resultado de 46,5 dB además atenuadan base a cerramientos o edificios que aportan una atenuación adicional.

Análogamente en el límite dela propiedad la distancia es aproximadamente 50 m con lo que la emisión de ruido será de 75 dB de emisión menos la que disminuye por la distancia que corresponde a 34 dB, tendrá un resultado de 41dB que además atenuada en base a cerramientos o edificios que aportan una atenuación adicional .

Si el nivel de ruido producido por la instalacion de la nuevas instalaciones proyectadas, superara los límites previstos se adoptarán medidas específicas correctoras adicionales.

4.3-. Vibraciones.

Las vibraciones debidas a la nueva instalación de la turbina de gas TG2 y la turbina de vapor , serán evitadas desde su foco inicial en origen, de tal forma que por su diseño y forma de instalación éstas estarán albergadas sobre unas bancadas de hormigón armado, designadas por el fabricante y adicionalmente se instalarán soportes elásticos absorventes de vibraciones. Adicionalmente ambas maquinas disponen de sensores de vibraciones para su seguridad de funcionamiento, los cuales ante un desequilibrio en estas que hiciera generar vibraciones por el mal funcionamiento de los equipos, producirían el paro del equipo.


Página 320

5-. Tratamiento de residuos.

5.1-. Efluentes líquidos.

Efluentes líquidos controlados y depurados o reutilizados

Los efluentes líquidos que se generarán en funcionamiento de la planta de cogeneración serán a consecuencia de purgas, condensaciones de vapor y analizadores de vapor y agua de alimentación a calderas. Estos efluentes, serán controlados, canalizados y enfriados previamente , antes de su reutilización o enviados a la depuradora general de la factoría. Ante la calidad de estos efluentes líquidos, su uso normal, una vez enfriados, serán utilizados como agua de aportación a las torres de refrigeración.

Efluentes líquidos controlados no reutilizados

Los efluentes líquidos controlados no reutilizados, se almacenarán selectivamente y posteriormente gestionados por el departamente de medio ambiente, para transporte por empresas especializadas para su tratamiento final.

Entre los efluentes líquidos de este tipo en la instalación proyectada se prevee:

-. Aceite de lubricacion usado en la turbina de gas -. Aceite de lubricación usado en la turbina de vapor -. Liquido de limpiezas o lavados en frio o en caliente del compresor de la turbina de gas TG2.

5.2-. Efluentes sólidos.

No se prevee la generación de residuos solidos, a excepcion de trapos, y papel utilizados en periodos de revisión y mantenimiento de la turbina de gas TG2 y turbina de vapor proyectada, y material desecante (sepiolita) para contener pequeñas fugas de aceite o derrames accidentales.

Dichos residuos se almacenarán en contenedores específicos y se gestionará su eliminación por el departamento de medio ambiente a empresas especializadas.


Página 321

6-. Protección contraincendios.

Turbina de gas TG2.

La turbina de gas TG2 irá albergada en el inerior de un contenedor de protección ,en una sala o área abierta a ras de suelo, con lo que la instalación de dicho turbogrupo, atendiendo asl RD 2267/2004 Reglamento de seguridadcontraincendios en establecimientos industriales, será clasificado como tipo C.

Atendiendo al anexo II del RD 2267/2004 , para las instalaciones del tipo C sobre rasante con cubierta ligera, con riesgo de incendio bajo, no se exige resistencia o estabilidad al fuego, ni sistema de detección e incendios según lo indicado en el anexo III del mismo RD.

No obstante, se instalarán los siguientes sistemas de detección y extinción de incendios.

-. Central de alarma de incendio. -. 4 Detectores de infrarrojos. -. Señalización óptico/acústico ubicadas en el exterior. -. Valvula de cierre rapido de entrada gas natural a la turbina. -. Válvula o compuerta de cierre rapido de aire (comburente) al contenedor. -. Tobera de pulverización de CO2. -. Dos grupos de 4 Botellas de CO2 ubicadas en el exterior, con capacidad de agente extintor suficiente para extinguir el fuego en el interior .

Área general incluida zona turbina de vapor nueva.

De ambito general en toda el area de cogeneración y central termica irán repartidos diversos unidades de extinción manual de incendios (extintores) de tal forma que desde cualquier punto de dicha area sea visible alguna de estas unidades en una distancia inferior a 15 metros atendiendo a la NormaBásica de Edificación NBE-CPI/96. Las puertas de salida al exterior en los edificios, estarán claramente identificadas y dispondrán de luces de emergencia


Página 322

7-. Conclusiones.

Con la realización de este estudio de impacto ambiental queda plasmada que la implantación de la nueva instalación de la turbina de gas TG2 y turbina de vapor nuevas, pueden desarrollar su actividad cumpliendo con la legislación vigente, minimizando la repercusión negativa sobre la sanidadambiental de su entorno, por lo que se refiere a ruidos, emisiones, vertidos o residuos.

La cogeneración representa en sí misma una mejora del medio ambiente, fundamentada de manera principal en el hecho de que, debido a su alta eficiencia, el combustible requerido por unidad eléctrica generada es, por término medio, la mitad del empleado por las centrales térmicas convencionales del servicio público. Teniendo en cuenta adicionalmente que, esta nueva instalación de cogeneración utiliza combustible limpio (gas natural), la emisión de contaminantes resulta notablemente reducida. La contribución de la cogeneración al fortalecimiento económico de la industria, su alto rendimiento energético y su influencia en la mejora del medio ambiente ,fueron los aspectos fundamentales tenidos en cuenta por la Administración para su consideración dentro de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E-4) para el período 2004-2012. La Unión Europea subraya la conveniencia de su utilización: "La cogeneración ha de desempeñar un papel fundamental para ayudar a conseguir los requisitos energéticos y medio ambientales de Europa. Los distintos programas de la Comunidad Europea continuarán apoyando esta tecnología". El Gas Natural es un combustible frecuentemente utilizado en plantas cogeneradores, ya que debido a sus propiedades específicas, este combustible no solo permite la realización de los sistemas termodinámicos más eficaces, sino que también asegura un mínimo impacto sobre el medio ambiente gracias a la disponibilidad actual de sistemas de combustión de bajo contenido en NOx. La tecnología y el combustible utilizado, hacen que este tipo de plantas sea respetuoso con nuestro entorno.

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE...

Documents

Transcript of ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE VIABILIDAD DE...