Ingenieria Conceptual Para Una Subestacion Electrica Industrial de Servicio a Una Planta de Fertilizantes

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COORDINACIÓN DE INGENÍERIA ELÉCTRICA

INGENIERÍA BÁSICA DE UNA S/E ELÉCTRICA PARA LA ALIMENTACIÓN DE

UNA PLANTA DE FERTILIZANTES

POR:

MASSIMO DANIELE PENZO SCARINGELLA

INFORME FINAL DE PASANTÍA

PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TITULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Enero 2008

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COORDINACIÓN DE INGENÍERIA ELÉCTRICA

INGENIERÍA BÁSICA DE UNA S/E ELÉCTRICA PARA LA ALIMENTACIÓN DE

UNA PLANTA DE FERTILIZANTES

POR:


TUTOR ACADEMICO: ING. ROBERTO ALVES

TUTOR INDUSTRIAL: ING. MAURICIO AMATO

INFORME FINAL DE PASANTÍA

PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TITULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Enero 2008

INGENIERÍA BÁSICA DE S/E ELÉCTRICA PARA LA ALIMENTACIÓN DE UNA

PLANTA DE PRODUCCIÓN DE FERTILIZANTES

POR:


RESUMEN

El siguiente trabajo de pasantía comprende el conjunto de actividades que fueron

realizadas por empresas Y&V, para el diseño eléctrico a nivel de ingeniería básica, de la

subestación SERVICIOS de la nueva planta de producción de fertilizantes propiedad de

PEQUIVEN (Petroquímica de Venezuela S.A.), que se encontrará ubicada en el Complejo

Petroquímico de Morón, estado Carabobo, Venezuela.

El diseño de la subestación SERVICIOS comprendió desde la realización de los estudios

de flujo de carga, corrección del factor de potencia, cortocircuito, arranque de motores y

coordinación de protecciones hasta el dimensionamiento de los alimentadores entrantes y

salientes de la subestación, el diseño de la malla de tierra y la ubicación de los equipos dentro de

la propia subestación.

Los estudios fueron elaborados utilizando el software especializado ETAP, con el cual se

logro realizar una modelación del sistema eléctrico de la subestación, a fin de poder simular las

diferentes configuraciones en las que puede operar la misma.

Debido a que cada uno de los capítulos de este trabajo corresponde a uno de los estudios

realizados, se presentan conclusiones y recomendaciones en cada uno de ellos generalmente

asociados a la operación del sistema y el dimensionamiento de los equipos de potencia más

relevantes de la subestación.

Finalmente se presentan conclusiones y recomendaciones finales generales

correspondientes a la realización del trabajo de pasantía.

DEDICATORIA

A toda mi familia por haber estado siempre conmigo en este camino, a los que

han estado lejos y a los que siempre estarán…

Gracias.

i

INDICE GENERAL

INDICE GENERAL ....................................................................................................................................................I INDICE DE TABLAS............................................................................................................................................... IV INDICE DE FIGURAS.............................................................................................................................................. V LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS .......................................................................................................VI CAPITULO 1 .............................................................................................................................................................. 1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................................................... 1

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ...................................................................................................................... 1 CAPITULO 2 .............................................................................................................................................................. 5 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ......................................................................................................................... 5

2.1. MISIÓN............................................................................................................................................................... 7 2.2. VISIÓN ............................................................................................................................................................... 7 2.3. VALORES............................................................................................................................................................ 7 2.4. POLÍTICA DE CALIDAD........................................................................................................................................ 7 2.5. ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL ....................................................................................................................... 8

CAPITULO 3 .............................................................................................................................................................. 9 MARCO TEÓRICO ................................................................................................................................................... 9

3.1. ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ............................................................................................................................ 9 3.2. ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO ........................................................................................................................... 10 3.3. ESTUDIO DE ARRANQUE DE MOTORES .............................................................................................................. 12 3.4. ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES............................................................................................... 14 3.5. DISEÑO DE LA MALLA DE TIERRA ..................................................................................................................... 15

CAPITULO 4 ............................................................................................................................................................ 17 MODELACIÓN DEL SISTEMA............................................................................................................................ 17

4.1. PREMISAS GENERALES PARA LA MODELACIÓN ................................................................................................. 17 CAPITULO 5 ............................................................................................................................................................ 18 ANÁLISIS DE CARGA ........................................................................................................................................... 18

5.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................................ 18 5.2. BASES Y PREMISAS........................................................................................................................................... 18 5.3. RESULTADOS.................................................................................................................................................... 19

5.3.1. Switchgear SS3-SWGR-101A @ 4.16 kV................................................................................................. 19 5.3.2. Switchgear SS3-SWGR-101B @ 4.16 kV................................................................................................. 19 5.3.3. Switchgear SS3-SWGR-201A @ 0.48 kV................................................................................................. 20 5.3.4. Centro de Control de Motores de Emergencia SS3-EMCC-201 @ 0.48 kV ........................................... 20 5.3.5. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201A1 @ 0.48 kV .................................................................. 20 5.3.6. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201A2 @ 0.48 kV .................................................................. 20 5.3.7. Switchgear SS3-SWGR-201B @ 0.48 kV................................................................................................. 20 5.3.8. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201B1 @ 0.48 kV .................................................................. 21 5.3.9. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201B2 @ 0.48 kV .................................................................. 21

5.4. CONCLUSIONES ................................................................................................................................................ 21 5.5. RECOMENDACIONES......................................................................................................................................... 21

CAPITULO 6 ............................................................................................................................................................ 23 ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA........................................................................................................................ 23

ii

6.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................................ 23 6.2. OBJETIVOS GENERALES .................................................................................................................................... 23 6.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS................................................................................................................................... 24 6.4. BASES Y PREMISAS........................................................................................................................................... 24 6.5. CASOS DE ESTUDIO........................................................................................................................................... 25

6.5.1. Caso 1: Condición Normal de Operación ............................................................................................... 25 6.5.2. Caso 2: Condición de Emergencia #1..................................................................................................... 26 6.5.3. Caso 3: Condición de Emergencia #2..................................................................................................... 27 6.5.4. Caso 4: Condición de Emergencia #3..................................................................................................... 28

6.6. RESULTADOS.................................................................................................................................................... 28 6.7. CONCLUSIONES ................................................................................................................................................ 30 6.8. RECOMENDACIONES......................................................................................................................................... 32

CAPITULO 7 ............................................................................................................................................................ 34 ESTUDIO DE CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA........................................................................ 34

7.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................................ 34 7.2. BASES Y PREMISAS........................................................................................................................................... 34 7.3. RESULTADOS.................................................................................................................................................... 35 7.4. CONCLUSIONES ................................................................................................................................................ 36 7.5. RECOMENDACIONES......................................................................................................................................... 36

7.5.1. Caso 1: Condición Normal de Operación ............................................................................................... 36 7.5.2. Caso 2: Condición de Emergencia #1..................................................................................................... 37 7.5.3. Caso 3: Condición de Emergencia #2..................................................................................................... 37 7.5.4. Caso 4: Condición de Emergencia #3..................................................................................................... 37

CAPITULO 8 ............................................................................................................................................................ 38 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO ........................................................................................................................ 38

8.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................................ 38 8.2. OBJETIVO GENERAL ......................................................................................................................................... 38 8.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS................................................................................................................................... 38 8.4. BASES Y PREMISAS........................................................................................................................................... 39 8.5. CASOS DE ESTUDIO........................................................................................................................................... 41

8.5.1. Caso 1: Condición normal de operación................................................................................................. 41 8.5.2. Caso 2: Condición de emergencia #1...................................................................................................... 42 8.5.3. Caso 3: Condición de emergencia #2...................................................................................................... 43 8.5.4. Caso 4: Condición de emergencia #3...................................................................................................... 44

8.6. RESULTADOS.................................................................................................................................................... 44 8.6.1. Caso 1: Condición normal de operación................................................................................................. 45 8.6.2. Caso 2: Condición de emergencia #1...................................................................................................... 45 8.6.3. Caso 3: Condición de emergencia #2...................................................................................................... 46 8.6.4. Caso 4: Condición de emergencia #3...................................................................................................... 47

8.7. CONCLUSIONES ................................................................................................................................................ 48 8.8. RECOMENDACIONES......................................................................................................................................... 48

CAPITULO 9 ............................................................................................................................................................ 50 ESTUDIO DE ARRANQUE DE MOTORES ........................................................................................................ 50

9.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................................ 50 9.2. OBJETIVOS ....................................................................................................................................................... 51 9.3. BASES Y PREMISAS........................................................................................................................................... 51 9.4. CASOS DE ESTUDIO........................................................................................................................................... 52

9.4.1. Caso de arranque #1 ............................................................................................................................... 52 9.4.2. Caso de arranque #2 ............................................................................................................................... 52 9.4.3. Caso de arranque #3 ............................................................................................................................... 52 9.4.4. Caso de arranque #4 ............................................................................................................................... 52

iii

9.5. RESULTADOS.................................................................................................................................................... 53 9.6. CONCLUSIONES ................................................................................................................................................ 54 9.7. RECOMENDACIONES......................................................................................................................................... 54

CAPITULO 10 .......................................................................................................................................................... 56 CÁLCULO DE ALIMENTADORES ..................................................................................................................... 56

10.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................................. 56 10.2. BASES Y PREMISAS ......................................................................................................................................... 56 10.3. DIMENSIONAMIENTO DE ALIMENTADORES DE MEDIA TENSIÓN ...................................................................... 58 10.4. DIMENSIONAMIENTO DE ALIMENTADORES DE BAJA TENSIÓN......................................................................... 59 10.5. RESULTADOS.................................................................................................................................................. 60 10.6. RECOMENDACIONES....................................................................................................................................... 60

CAPITULO 11 .......................................................................................................................................................... 61 ESTUDIO PRELIMINAR DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ........................................................ 61

11.1. METODOLOGÍA DE COORDINACIÓN ................................................................................................................ 61 11.2. BASES Y PREMISAS ......................................................................................................................................... 62 11.3. CRITERIOS GENERALES DE AJUSTE ................................................................................................................. 63 11.4. RESULTADOS.................................................................................................................................................. 65 11.5. RECOMENDACIONES....................................................................................................................................... 66

CAPITULO 12 .......................................................................................................................................................... 67 DISEÑO DE LA MALLA DE TIERRA ................................................................................................................. 67

12.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................................. 67 12.2. NIVELES DE CORTOCIRCUITO EN LA SUBESTACIÓN SERVICIOS ................................................................... 67 12.3. BASES Y PREMISAS ......................................................................................................................................... 67 12.4. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO MANUAL DE LA MALLA.......................................................................... 68

12.4.1. Cálculo de la longitud del conductor de malla...................................................................................... 68 12.4.2. Cálculo estimado de la resistencia de la malla ..................................................................................... 69 12.4.3. Cálculo del conductor de la malla ........................................................................................................ 69 12.4.4. Cálculo del factor de atenuación de la capa superficial del terreno..................................................... 70 12.4.5. Cálculo de las tensiones máximas de paso y de toque........................................................................... 71 12.4.6. Cálculo de la tensión de toque de la malla............................................................................................ 72 12.4.7. Cálculo de la tensión de paso de la malla............................................................................................. 73 12.4.8. Resultados obtenidos ............................................................................................................................. 74

12.5. CÁLCULO DE LA MALLA DE TIERRA CON ETAP.............................................................................................. 74 12.5.1. Resultados obtenidos ............................................................................................................................. 74 12.5.2. Recomendaciones .................................................................................................................................. 77

CAPITULO 13 .......................................................................................................................................................... 78 DISEÑO Y DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN LA SUBESTACIÓN .................................................................. 78

13.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................................. 78 13.2. BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO....................................................................................................................... 78 13.3. RESULTADOS.................................................................................................................................................. 81

CAPITULO 14 .......................................................................................................................................................... 83 CONCLUSIONES Y RECOMENACIONES......................................................................................................... 83

14.1. CONCLUSIONES .............................................................................................................................................. 83 14.2. RECOMENDACIONES....................................................................................................................................... 84

CAPITULO 15 .......................................................................................................................................................... 85 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.................................................................................................................... 85

iv

INDICE DE TABLAS

TABLA 1. FACTORES DE DEMANDA APLICADOS. .......................................................................................................... 17 TABLA 2. NIVELES DE TENSIÓN EXIGIDOS POR LA NORMATIVA ANSI. ........................................................................ 24 TABLA 3. RESULTADOS DEL FLUJO DE CARGA PARA EL CASO 1. .................................................................................. 29 TABLA 4. RESULTADOS DEL FLUJO DE CARGA PARA EL CASO 2. .................................................................................. 29 TABLA 5. RESULTADOS DEL FLUJO DE CARGA PARA EL CASO 3. .................................................................................. 29 TABLA 6. RESULTADOS DEL FLUJO DE CARGA PARA EL CASO 4. .................................................................................. 30 TABLA 7. PORCENTAJES DE CARGA DE LOS TRANSFORMADORES SOBRE SU CAPACIDAD ONAF. ................................. 30 TABLA 8. RESULTADOS DEL FLUJO DE CARGA PARA EL CASO 1. .................................................................................. 35 TABLA 9. RESULTADOS DEL FLUJO DE CARGA PARA EL CASO 2. .................................................................................. 35 TABLA 10. RESULTADOS DEL FLUJO DE CARGA PARA EL CASO 3. ................................................................................ 35 TABLA 11. RESULTADOS DEL FLUJO DE CARGA PARA EL CASO 4. ................................................................................ 36 TABLA 12. CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS SEGÚN LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO. .................................... 40 TABLA 13. NIVELES DE CC TRIFÁSICOS PARA EL CASO 1............................................................................................. 45 TABLA 14. NIVELES DE CC MONOFÁSICOS PARA EL CASO 1. ....................................................................................... 45 TABLA 15. NIVELES DE CC TRIFÁSICOS PARA EL CASO 2............................................................................................. 45 TABLA 16. NIVELES DE CC MONOFÁSICOS PARA EL CASO 2. ....................................................................................... 46 TABLA 17. NIVELES DE CC TRIFÁSICOS PARA EL CASO 3............................................................................................. 46 TABLA 18. NIVELES DE CC MONOFÁSICOS PARA EL CASO 3. ....................................................................................... 46 TABLA 19. NIVELES DE CC TRIFÁSICOS PARA EL CASO 4............................................................................................. 47 TABLA 20. NIVELES DE CC MONOFÁSICOS PARA EL CASO 4. ....................................................................................... 47 TABLA 21. RESUMEN DE NIVELES DE CC MÁXIMOS Y MÍNIMOS EN LAS BARRAS DEL SISTEMA. ................................... 47 TABLA 22. MÁXIMAS SOBRETENSIONES CAUSADAS DEBIDO A FALLAS MONOFÁSICAS. ............................................... 48 TABLA 23. CAPACIDADES DE INTERRUPCIÓN RECOMENDADAS PARA EL SISTEMA DE 0.48KV. .................................... 49 TABLA 24. LISTA DE MOTORES A ESTUDIAR SU ARRANQUE. ........................................................................................ 50 TABLA 25. RESISTENCIA Y REACTANCIA PARA CONDUCTORES DE COBRE DE 35 KV CON AISLAMIENTO DE 90 GRADOS.

........................................................................................................................................................................... 58 TABLA 26. RESISTENCIA Y REACTANCIA PARA CONDUCTORES DE COBRE DE 600 V CON AISLAMIENTO DE 75 GRADOS.

........................................................................................................................................................................... 60 TABLA 27. CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DE MOTORES DE MEDIA TENSIÓN....................................................... 64 TABLA 28. CITERIOR DE COORDINACIÓN PARA EQUIPOS EN EL SECUNDARIO DEL TRX. .............................................. 64 TABLA 29. CRITERIOS DE COORDINACIÓN PARA EQUIPOS EN EL PRIMARIO DEL TRX. ................................................. 65 TABLA 30. TENSIONES DE PASO Y TOQUE CALCULADAS MANUALMENTE. ................................................................... 74 TABLA 31. SEPARACIONES MÍNIMAS ENTRE TRANSFORMADORES DE POTENCIA. ......................................................... 79 TABLA 32. SEPARACIONES MÍNIMAS EXIGIDAS PARA LOS EQUIPOS DENTRO DE LA SUBESTACIÓN. .............................. 80

v

INDICE DE FIGURAS

ILUSTRACIÓN 1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORÓN...................................................... 2 ILUSTRACIÓN 2. CONSTITUCIÓN CORPORATIVA DE EMPRESAS Y&V............................................................................. 5 ILUSTRACIÓN 3. ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DE EMPRESAS Y&V......................................................................... 8 ILUSTRACIÓN 4. CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO SIMÉTRICAS PARA CADA TIPO DE FUENTE ...................................... 11 ILUSTRACIÓN 5. CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO ASIMÉTRICA EN EL PUNTO DE FALLA ............................................... 12 ILUSTRACIÓN 6. MODELO EQUIVALENTE DE LA MÁQUINA DE INDUCCIÓN ................................................................... 13 ILUSTRACIÓN 7. CONDICIONES DE ARRANQUE PARA DOS MÁQUINAS DE INDUCCIÓN CON DISTINTAS RESISTENCIAS DE

ROTOR. ............................................................................................................................................................... 14 ILUSTRACIÓN 8. CONFIGURACIÓN #1 PARA EL ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA .............................................................. 25 ILUSTRACIÓN 9. CONFIGURACIÓN #2 PARA EL ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA .............................................................. 26 ILUSTRACIÓN 10. CONFIGURACIÓN #3 PARA EL ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ............................................................ 27 ILUSTRACIÓN 11. CONFIGURACIÓN #4 PARA EL ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ............................................................ 28 ILUSTRACIÓN 12. CONFIGURACIÓN #1 PARA ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO ................................................................. 41 ILUSTRACIÓN 13. CONFIGURACIÓN #2 PARA ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO ................................................................. 42 ILUSTRACIÓN 14. CONFIGURACIÓN #3 PARA ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO ................................................................. 43 ILUSTRACIÓN 15. CONFIGURACIÓN #4 PARA ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO ................................................................. 44 ILUSTRACIÓN 16. CONFIGURACIÓN DEL TERRENO CONSIDERADA PARA EL DISEÑO DE LA MALLA DE TIERRA.............. 71 ILUSTRACIÓN 17. DISEÑO DE LA MALLA REALIZADA CON EL ETAP ............................................................................ 74 ILUSTRACIÓN 18. VISTA EN PERSPECTIVA DE LA MALLA DE TIERRA ............................................................................ 75 ILUSTRACIÓN 19. POTENCIAL DE PASO........................................................................................................................ 76 ILUSTRACIÓN 20. POTENCIAL DE TOQUE ..................................................................................................................... 76 ILUSTRACIÓN 21. VISTA AÉREA DE LA DISPOSICIÓN INTERNA DE LOS EQUIPOS............................................................ 81 ILUSTRACIÓN 22. VISTA AÉREA DE LA DISPOSICIÓN DE LOS EQUIPOS EXTERNOS. ........................................................ 82 ILUSTRACIÓN 23. VISTA INTERNA DE LA DISPOSICIÓN DE LOS EQUIPOS. ...................................................................... 82

vi

LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS

ANSI American National Standards Institute

ETAP Electrical Transient Analyzer Program

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers

MMTMA Millones de Toneladas Métricas Anuales

MTMA Miles de Toneladas Métricas Anuales

MTPD Toneladas Métricas por día

NEMA National Electrical Manufacturers Association

NPK Nitrógeno, Fósforo y Potasio

PDVSA Petróleos de Venezuela S.A.

PEQUIVEN Petroquímica de Venezuela S.A.

S/E Subestación Eléctrica

ATS Automatic Transfer Switch

PIP Process Industry Practices

1

CAPITULO 1

INTRODUCCIÓN

1.1. Planteamiento del problema

El Complejo Petroquímico Morón se encuentra ubicado en las costas del estado Carabobo,

en las cercanías de la población de Morón, este Complejo inició sus operaciones en el año 1956,

con capacidad para producir 150 MTMA de fertilizantes nitrogenados y fosfatados, la cual fue

expandida a 600 MTMA durante el período 1966 – 1969.

Desde esa fecha, el Complejo ha ampliado su capacidad de producción hasta alcanzar el

nivel actual superior a 1,97 MMTMA. Su producción es destinada básicamente a la manufactura

de Urea, SAM (Sulfato de Amonio) y Fertilizantes Granulados NPK/NP.

Así mismo, el Complejo Morón esta provisto de instalaciones capaces de autoabastecer los

servicios industriales que requieren sus operaciones.

También posee dos generadores de 20 MW cada uno para suplir la demanda eléctrica y,

además, dispone de seis compresores de aire para la instrumentación.

En el complejo, a partir del Gas Natural, el Azufre y la Roca Fosfática se desarrollan líneas

de productos intermedios y terminados, cuyos usos están asociados con la vida diaria de la

población.

2

Ilustración 1. Ubicación geográfica del Complejo Petroquímico Morón

El siguiente trabajo de pasantía surgió como consecuencia de la continua búsqueda de la

industria Petroquímica Venezolana de incrementar sus niveles de producción, por lo que se

decide la construcción de una nueva planta de producción de fertilizantes. Lo anterior implica la

necesidad de diseñar un sistema eléctrico confiable y seguro, destinado a alimentar las cargas

eléctricas de la nueva planta responsables de mantener el continuo proceso de producción de la

misma.

Luego de un proceso de licitación se otorgaron las labores de diseño y construcción a las

empresas Toyo Engineering Corporation, MAN Ferrostal AG y Empresas Y&V.

Dentro de las bases y criterios de diseño del proyecto se estipuló la construcción de tres

nuevas subestaciones eléctricas dentro de los límites de la nueva planta, cada una de ellas

responsable de la alimentación de sistemas bien definidos. Las tres subestaciones planteadas son

las siguientes:

3

• Subestación UREA

• Subestación AMONÍACO

• Subestación SERVICIOS

La nueva planta de fertilizantes tendrá una producción estimada de 1800 MTPD de amoníaco

y 2200 MTPD de urea y será alimentada a través de la Subestación PEQUIVEN, ubicada dentro

del Complejo Petroquímico de Morón aproximadamente a 1km. de donde se construirá la nueva

planta de fertilizantes. La Subestación PEQUIVEN dará alimentación eléctrica directamente a la

subestación UREA a través de dos alimentadores en 34.5 kV, la última a su vez alimentará a las

subestaciones AMONÍACO y SERVICIOS en el mismo nivel de tensión. En el anexo 1 se

presenta el diagrama unifilar general propuesto para la planta.

Este trabajo comprende todas las actividades que fueron necesarias a nivel de ingeniería

básica para el diseño eléctrico de la subestación SERVICIOS, cuya función será la alimentación

de sistemas tales como:

• Sistema de toma de agua de mar.

• Sistema de agua contra incendios y de servicios.

• Sistema de desmineralización del agua marina.

• Sistema de purificación para el agua marina.

• Manejo de aire para instrumentación.

• Manejo del paquete de calderas.

• Tratamiento de agua de desechos.

• Sistema de recolección del agua condensada, entre otros.

El trabajo se compone de 15 capítulos. Luego del capítulo de introducción, se presenta una

breve descripción de la empresa donde se realizó el estudio, Empresas Y&V.

En el tercer capítulo de representan las teorías y conceptos que fundamentan este trabajo. Se

abordan brevemente los temas de flujo de carga, cortocircuitos, arranque de motores, malla de

tierra, etc.

4

El capítulo 4 se muestran las premisas generales que se tomaron en consideración para la

modelación del sistema en el ETAP.

En el capítulo 5 se presenta el análisis de carga del la subestación, el cual permitió realizar

las listas de carga y la estimación de la potencia a manejar por la subestación.

En los capítulos 6, 7 y 8 se presentan respectivamente los estudios de flujo de carga,

corrección del factor de potencia y cortocircuito, tomando en consideración las diferentes

configuraciones en las que puede operar la subestación.

El capítulo 9 corresponde con el estudio de arranque de motores, para el cual se plantearon

cuatro casos de arranque, seleccionados según las potencias de los motores y la lejanía de los

mismos.

En el capítulo 10 se expone el estudio preliminar de coordinación de protecciones, en donde

se muestran los criterios generales utilizados para el ajuste de los dispositivos de protección.

En el capítulo 11 se muestran los criterios que fueron utilizados para la selección de los

alimentadores del sistema, tanto para el sistema de media tensión como para el de baja tensión.

En el capítulo 12 se presenta el diseño realizado para la malla de puesta a tierra de la

subestación, el mismo fue realizado tanto de forma manual como a través del programa ETAP.

El capítulo 13, corresponde a los criterios utilizados para el diseño y disposición de equipos

dentro de la subestación.

Por último, en el capitulo 14 se presentan las conclusiones y recomendaciones generales del

trabajo.

5

CAPITULO 2

DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA

Empresas Y&V es una corporación de servicios venezolana, orientada al desarrollo de

proyectos de inversión en ingeniería, construcción, operación, mantenimiento y gestión

ambiental para los sectores público y privado.

Está conformada por 4 compañías que, juntas, son capaces de resolver las necesidades de

los clientes más exigentes, en la figura se muestran estas cuatro subdivisiones:

Ilustración 2. Constitución corporativa de Empresas Y&V

Y&V Ingeniería y Construcción es una compañía con más de 50 años de experiencia en

el diseño y desarrollo de soluciones en el área de consulta y construcción para los sectores de

petróleo y de gas, petroquímico industrial y de infraestructura.

Entre los servicios que ofrece están:

• Ingeniería conceptual, básica y de detalles

• Gestión de procura

• Gerencia de construcción

• Inspección de obras

• Gerencia integral de proyectos

• Proyectos llave en mano (Ingeniería, Procura y Construcción IPC)

Y&V Construcción y Montaje es una empresa de probada capacidad técnico-financiera para

acometer obras de ingeniería, creada para ofrecer soluciones integrales en el área de la

construcción, con beneficios en costos, calidad, tiempos de ejecución y seguridad para el cliente:

6


• Contratista general de obras civiles, eléctricas y mecánicas para la industria petrolera y de

gas

• Construcción de plantas industriales y edificaciones corporativas

Y&V Operación y Mantenimiento presta servicios técnicos gerenciales en la operación y

mantenimiento de plantas, especialmente en los sectores petrolero y de gas, petroquímico e

industrial.


• Instalaciones de producción de petróleo y gas

• Facilidades industriales y de manufactura

• Plantas aguas debajo de petróleo y petroquímica

• Ingeniería de mantenimiento

Y&V Ecoproyectos desarrolla soluciones orientadas al crecimiento de las empresas

petroleras y de gas, petroquímicas e industriales, en armonía y respeto con el equilibrio

ambiental. Posee la certificación RASDA, otorgada por el Ministerio de Ambiente y de los

Recursos Naturales de Venezuela, que permite el manejo de desechos susceptibles de degradar el

ambiente.


• Estudios básicos y de valoración de impactos ambientales

• Saneamiento ambiental

• Gerencia de sistemas ambientales

• Entrenamiento y ejecución de la certificación ISO 14000

• Auditorias ambientales y consecución de licencias y permisos

Empresas Y&V posee su sede principal en Caracas, pero también se encuentran oficinas en

las ciudades de Maracaibo, Punto Fijo y Puerto la Cruz. En lo que respecta a su presencia en el

exterior, también se pueden encontrar sedes en Florida (EEEUU), Calgary (Canadá) y en las

ciudades de México y Minatitlan (México).

7

2.1. Misión

“Ser una empresa de servicios de clase mundial, que promueva el desarrollo de su personal

y de la sociedad.”

2.2. Visión

“Seremos la empresa a la cual todos los clientes quieran contratar y en donde todas las

personas quieren trabajar. Demostraremos que las empresas venezolanas son capaces de lograr el

reconocimiento de clase mundial y nuestro personal logrará el crecimiento personal y

profesional, mejorando la calidad y percibiendo la satisfacción de los logros de la organización.”

2.3. Valores

• Reconocimiento y respeto al individuo en la búsqueda del desarrollo personal y

profesional del capital humano.

• Mística, pasión y compromiso.

• Integridad,

• Sentido del logro.

• Disposición al reto y espíritu competitivo.

• Pro actividad y optimismo.

• Mejoramiento continuo en la búsqueda de la excelencia.

• Trabajo en equipo.

2.4. Política de calidad

Satisfacer los requerimientos y expectativas de nuestros clientes, mediante un servicio

adecuado, confiable y oportuno, basado en:

• Procesos normalizados.

• Un sistema de mejoramiento continuo.

• Compromiso de su personal con la calidad.

8

2.5. Estructura Organizacional

La estructura organizacional de la empresa, muestra las responsabilidades y autoridades del

personal de Y&V Ingeniería y Construcción descritas en el manual de organización y políticas de

la misma.

VP SERVICIOS CORPORATIVOS

JUNTA DIRECTIVA

EMPRESAS Y&V

VP SERVICIOS TECNICOS

VP DESARROLLODE NEGOCIOS

GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN

GERENCIA CONTABILIDAD

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JUNTA DIRECTIVAY&V INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN

PRESIDENTE EJECUTIVO

GERENCIA DE PROYECTO








GERENCIADE SIST. Y

TECNOLOGÍA

VICE – PRESIDENCIA DE INGENIERÍA

GERENCIA DE OFICINAS REGIONALES

C I T

GERENCIA DE INGENIERÍA

Ilustración 3. Estructura Organizacional de Empresas Y&V

En la organización matricial, a los proyectos se le asignan Gerentes, con un grupo de

ingeniería designado por los Gerentes de Departamentos, y en función de su complejidad y

dimensión tendrá recursos dedicados exclusivamente o compartidos con otros proyectos.

9

CAPITULO 3

MARCO TEÓRICO

3.1. Estudio de flujo de carga

Los estudios de flujo de carga son de gran importancia en la planeación y diseño de los

sistemas eléctricos, ya que permiten el estudio de las mejores condiciones de operación del

sistema así como las futuras expansiones que se pretendan realizar.

Un estudio de flujo de carga permite la determinación de gran parte de la información que

permite analizar el estado del sistema como son los voltajes en cada una de las barras con sus

ángulos correspondientes y los flujos de potencia activa y potencia reactiva en cada uno de los

ramales de la red.

Los objetivos más importantes que persigue un estudio de flujo de carga son:

• Determinar la magnitud de los voltajes y ángulos para todas las barras del sistema en sus

distintas posibles configuraciones.

• Determinar el flujo de potencia activa y reactiva de un sistema eléctrico basado en una

configuración específica del mismo.

• Verificar que ningún equipo opere en condiciones de sobrecarga que puedan afectar su

vida útil.

• Estudiar la colocación de bancos de condensadores para el mejoramiento de los factores

de potencia, niveles de tensión, etc.

• Analizar si la salida de unidades de generación o puntos de interconexión con otros

sistemas colocan a la red estudiada en una situación de emergencia.

• Evaluar cambios propuestos a un sistema tales como nuevas unidades de generación,

crecimiento de la carga, etc.

10

3.2. Estudio de cortocircuito

Los sistemas eléctricos en plantas industriales, comerciales o residenciales son diseñados

para dar alimentación eléctrica a sus cargas de una forma segura y confiable. Una de las mayores

consideraciones durante el diseño de un sistema eléctrico es un adecuado control de las

corrientes de cortocircuito. Aún y cuando los sistemas son diseñados, instalados y mantenidos

para evitar en lo posible los cortocircuitos estos simplemente ocurren, y entre algunas de las

condiciones que favorecen su aparición están:

• Deterioro de los aislamientos.

• La presencia de sobretensiones.

• Acumulación de humedad, polvo, contaminantes, etc.

• Presencia de animales o roedores.

Cuando un cortocircuito ocurre en un sistema de potencia varias son las cosas que pueden

suceder (por supuesto todas ellas malas), entre las que podemos mencionar están:

• En el punto del cortocircuito pueden ocurrir arqueos y quemaduras.

• Las corrientes de cortocircuito fluyen a través de todo el sistema debido al aporte de

fuentes como motores de inducción, generadores, etc.

• Todos los componentes por los cuales circulan las corrientes de cortocircuito sufren

esfuerzos térmicos y mecánicos.

• El sistema experimenta caídas en los niveles de tensión debido a las altas corrientes,

provocando el mal funcionamiento de los equipos.

Fuentes de corriente de cortocircuito

Cuando se desea analizar la magnitud de la corriente de cortocircuito en algún punto del

sistema, es importante tomar en cuenta todos los equipos que tienen un aporte a la misma.

Existen cuatro fuentes básicas de corriente de cortocircuito:

11

• Generadores sincrónicos:

El aporte de estos se da debido a que durante una falla en el sistema alimentado, el generador

sigue produciendo tensión debido a que el campo de excitación de la máquina es mantenido por

el gobernador de velocidad.

• Motores sincrónicos:

Los motores sincrónicos aportan a la corriente de cortocircuito debido a que durante una falla

la tensión del sistema cae, y por ende también la tensión en los bornes del motor el motor, por lo

que el mismo comienza a detenerse y la inercia del rotor permite generar tensión durante cierto

tiempo ya que la bobina de campo de la máquina sigue conectada.

• Motores de inducción:

El aporte se da debido a que cuando el motor se encuentra operando de forma normal existe

un flujo magnético dentro de la máquina, que no puede cambiar de manera instantánea al

remover la tensión de alimentación del motor, que es casi la condición al momento de una falla.

• Sistema equivalente:

El sistema equivalente o transformador de servicios se considera una fuente de cortocircuito

ya que considera el aporte de todos los generadores que se encuentran inmersos en él.

Ilustración 4. Corrientes de cortocircuito simétricas para cada tipo de fuente

12

Forma de la corriente de cortocircuito

Cuando se presenta un cortocircuito, la forma de la corriente en el punto de falla presenta

una forma muy particular asimétrica con respecto al eje X , que puede descompuesta en una

componente de corriente continua descendiente y una componente de corriente alterna como se

muestra en la siguiente figura:

Ilustración 5. Corriente de cortocircuito asimétrica en el punto de falla

3.3. Estudio de arranque de motores

Debido a que los motores son las principales cargas de los sistemas eléctricos, y por sobre

todo en los sistemas eléctricos industriales, es importante analizar que sucede en el sistema

durante el arranque de algunos de los motores más importantes.

En los sistemas industriales los motores más utilizados son los de inducción. Esto es

debido su sencillez, robustez y reducido costo en comparación con otro tipo de máquinas.

Para el análisis de la máquina de inducción se utiliza el siguiente modelo ampliamente

aceptado:

13

Ilustración 6. Modelo equivalente de la máquina de inducción

eV Voltaje del estator mL Inductancia de magnetización

eR Resistencia del estator mI Corriente de magnetización

eω Velocidad angular rL´ Inductancia del rotor

eL Inductancia del estator rR´ Resistencia del rotor

eI Corriente del estator rI Corriente del rotor

mR Resistencia de magnetización s Deslizamiento Arranque de motores de inducción [7]

Cuando se utiliza una máquina de inducción para arrancar y accionar una carga mecánica a

una velocidad determinada, es posible que sucedan tres situaciones diferentes:

1. El par eléctrico de arranque que suministra la máquina puede ser inferior al par mecánico

que requiere la carga en reposo para comenzar a moverse. En esta situación la máquina

no puede acelerar, el rotor está detenido o bloqueado. La corriente es varias veces la

corriente nominal y si no se pone remedio a esta situación, la máquina corre un serio

riesgo de dañarse por calentamiento excesivo.

2. El par eléctrico es exactamente igual al par de la carga. Esta situación tiene los mismos

problemas que el primer caso. Si los pares eléctricos y mecánicos están equilibrados, no

es posible acelerar la máquina.

3. El par eléctrico de arranque es mayor que el par de la carga. En estas condiciones, existe

un par acelerante que permite incrementar la velocidad del rotor, hasta un punto de la

característica par eléctrico-deslizamiento donde se equilibran los pares de la máquina y

de la carga. Si la velocidad alcanzada en este punto es cercana a la velocidad sincrónica,

la corriente disminuye a un nivel que permite la operación en régimen permanente.

14

Cuando la máquina opera en este punto, un pequeño incremento de la carga mecánica,

reduce la velocidad e incrementa el par eléctrico de accionamiento, obteniéndose un

nuevo punto de operación.

Un problema importante en la operación de la máquina de inducción es la elevada corriente

de arranque que esta absorbe durante el proceso de arranque. La corriente de arranque de una

máquina de inducción se encuentra entre tres y seis veces la nominal de la máquina, y en algunas

ocasiones aún más. La caída de tensión en los conductores de alimentación y en el sistema puede

sobrepasar el máximo permitido. La tensión de alimentación de la máquina nunca debe estar por

debajo del 5% de su valor nominal, hay que recordar que el par eléctrico se reduce con el

cuadrado de la tensión de alimentación, y la máquina puede ser incapaz de acelerar la carga

mecánica.

Ilustración 7. Condiciones de arranque para dos máquinas de inducción con distintas resistencias de rotor.

3.4. Estudio de coordinación de protecciones

Los objetivos de la protección y coordinación de un sistema eléctrico son el prevenir daño

al personal, minimizar el daño a los equipos del sistema y limitar el tiempo de interrupción de la

energía provocados por falla de los equipos, errores humanos y eventos naturales adversos que

puedan ocurrir en cualquier punto del sistema. Por ende, el sistema eléctrico debe ser diseñado

de tal forma que él mismo se pueda proteger automáticamente.

15

La prevención del daño humano es el objetivo más importante de un sistema de

protección. Los dispositivos de interrupción deben tener adecuadas capacidades de interrupción y

las partes energizadas deben estar lo suficientemente encerradas y aisladas de tal forma de no

exponer al personal a explosiones, fuego, arqueos, etc. La seguridad tiene prioridad sobre la

continuidad del servicio, daño de los equipos o economía.

Planeamiento del sistema de protección

El diseñador del sistema eléctrico tiene en sus manos diversas técnicas para minimizar los

efectos de las anormalidades que se puedan presentar en el sistema. Entre los criterios que

básicos que deben ser tomados en cuenta tenemos:

• La porción del sistema afectada por la falla debe ser aislada lo más rápido posible de tal

forma de mantener el servicio de energía a la mayor cantidad del sistema posible.

• Minimizar las magnitudes de las corrientes de cortocircuito y de esta forma reducir el

daño de los equipos conectados al mismo.

• Proveer circuitos alternos, seccionadores automáticos y reconectadotes de tal forma de

minimizar la falta de energía a las cargas.

3.5. Diseño de la malla de tierra

Un estudio de la malla de tierra tiene un propósito bien definido: determinar si su diseño es

capaz de limitar las tensiones línea a tierra que se pueden presentar durante una falla a valores

que puedan ser soportados por una persona promedio. Históricamente, solo las fuentes de

alimentación e inusualmente grandes plantas industriales se han preocupado en realizar este tipo

de estudios. Sin embargo, con el incremento de los sistemas de potencia y por ende de los niveles

de cortocircuito, el diseño de una malla de tierra que pueda salvaguardar la vida humana se ha

convertido en un criterio obligatorio para subestaciones de cualquier tamaño.

Cualquier objeto metálico expuesto en una instalación eléctrica está conectado a tierra,

bien sea intencionalmente o por accidente. Bajo condiciones normales de operación estos objetos

estarían al mismo potencial de la tierra que los rodea. Sin embargo durante una falla el potencial

absoluto de la tierra se incrementa (algunas veces hasta unos miles de voltios) en conjunto con

16

cada elemento metálico conectado a ella. Debido a que la mayoría de los suelos son pobres

conductores de la electricidad, una corriente de falla a tierra puede llegar a causar daños debido a

los altos gradientes de potencial generados.

Un aspecto importante que se debe tener en cuenta al momento de hablar del diseño de una

malla de tierra, es que este concepto está involucrado con instalaciones en donde se realice la

conversión de la energía, es decir, lugares en donde exista el riesgo de obtener grandes corrientes

de falla a tierra, y lugares en donde la circulación de gente sea constante, como sería el caso de

una subestación eléctrica.

Si bien es importante lograr un diseño efectivo de la malla de tierra para una edificación en

específico, también es de gran relevancia dentro de una planta industrial la interconexión de

todas las mallas y puntos de puesta a tierra existentes dentro de ella, a efectos de evitar

diferencias de potencial entre las distintas mallas, y por ende circulación de corrientes entre ellas

como consecuencia de los potenciales transferidos.

En la norma IEEE 80-2000 [17] se presenta la siguiente formula con la cual es posible

obtener un valor estimado de la resistencia de la malla de tierra:

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

+++=

AhAL

Rg 201

11.20

11.ρ

Donde: A Área de la malla de tierra ρ Resistividad del terreno h Profundidad de la malla

17

CAPITULO 4

MODELACIÓN DEL SISTEMA

4.1. Premisas generales para la modelación

A continuación se presentan las premisas generales tomadas en consideración para la

modelación del sistema eléctrico de la subestación SERVICIOS:

• La modelación del sistema eléctrico y las simulaciones para los estudios fueron

realizados con software especializado: ETAP - Versión 5.5.6.

• Los sistemas eléctricos @ 4.16 kV y 0.48 kV de la subestación fueron diseñados con el

esquema de secundario selectivo, como se puede ver en los unifilares de la S/E en el

anexo 2.

• Los datos de los motores utilizados en este estudio, como: eficiencia, factor de potencia y

otros fueron tomados de la librería de datos típicos del ETAP.

• Las impedancias de los transformadores fueron tomadas de la librería del ETAP, las

cuales están basadas en la norma ANSI C57.12.10 – 1997 [4].

• Se supuso que estarán conectadas todas las cargas previstas en los análisis de carga

realizados previamente, tomando en consideración su respectivo estado de operación

(continuo, intermitente o espera) y los factores de demanda pautados para cada uno de

ellos, los cuales se resumen en la siguiente tabla:

Tipo de Carga Factor de Demanda <%>

Continua 100% Intermitente 50%

Espera 10% Tabla 1. Factores de demanda aplicados.

• Se supuso que todas las cargas estarían cargadas a un 90% de sus potencias nominales,

las cuales a su vez fueron determinadas por los valores de potencia de freno

suministrados por los departamentos de procesos y mecánica.

• Se modela la subestación UREA como una barra swing de 34.5 kV, conectada a un

sistema equivalente con un nivel de cortocircuito trifásico máximo de 31.5kA.

• Se consideraron los transformadores con su cambiador de tomas en la posición “0”.

18

CAPITULO 5

ANÁLISIS DE CARGA

5.1. Introducción

Al iniciar el diseño de una subestación, y particularmente en este caso una de tipo

industrial, es importante tener una noción acerca de cuales son las magnitudes de las potencias

que serán manejadas por la misma, ya que esto permitirá a los ingenieros involucrados

determinar a grosso modo desde el tamaño de los equipos que serán instalados, hasta los niveles

de tensión que serán requeridos para la distribución de la energía dentro de la planta. Otra

ventaja asociada a la realización de este análisis tiene que ver con el poder contabilizar y llevar

un control de cada una de las cargas a ser alimentadas por la subestación.

En este capítulo se presenta el análisis de carga o de demanda eléctrica de la subestación

SERVICIOS, el cual permitió determinar la demanda continua (de 8 horas) y la demanda

máxima (pico o de 15 minutos) de la misma a fin de lograr los objetivos ya mencionados.

5.2. Bases y premisas

Las siguientes bases y premisas fueron establecidas para el desarrollo de este estudio:

• El dimensionamiento de los transformadores se realizará multiplicando la demanda

máxima correspondiente por un factor de 1.2, para obtener la capacidad ONAN del

transformador, así como establece la norma PDVSA N-201 [20].

• La capacidad ONAF de los transformadores será calculada añadiendo un factor de 125%

para transformadores entre 2.5 y 10 MVA y un factor de 133% para transformadores

mayores a 10 MVA sobre la capacidad ONAN, según la norma PDVSA N-252 [21].

• La demanda continua o de 8 horas fue calculada como la suma de: el 100% del total de

las cargas continuas más el 50% del total de las cargas intermitentes.

teIntermitenTOTContinaTOThoras SSS ..8 5.0+=

19

• La demanda máxima o de 15 minutos fue calculada como la suma del 100% del total de

las cargas continuas, el 50% del total de las cargas intermitentes y el 10% del total de las

cargas en espera.

EsperaTOTteIntermitenTOTContinaTOTMinutos SSSS ...15 1.05.0 ++=

• La carga total conectada fue calculada como la suma del 100% del total de las cargas en

operación continua, el 100% del total de las cargas intermitentes y el 100% del total de

las cargas en espera.

EsperaTOTteIntermitenTOTContinaTOTConectada SSSS ... ++=

5.3. Resultados

En el anexo 3 se muestran las tablas de carga realizadas para cada una de las barras de la

subestación, en donde se pueden ver con detalle los nombres, las potencias y los valores típicos

de eficiencia y factor de potencia tomados para cada una de las mismas, así como también su

estado de operación.

A continuación se muestran unas tablas resumen con los valores de demanda obtenidos

para cada una de las barras de la subestación:

5.3.1. Switchgear SS3-SWGR-101A @ 4.16 kV

Demanda Potencia <kVA>Demanda Continua 8583.10

Demanda Pico 8602.79 Máxima carga conectada 8780.00

5.3.2. Switchgear SS3-SWGR-101B @ 4.16 kV



20

5.3.3. Switchgear SS3-SWGR-201A @ 0.48 kV



5.3.4. Centro de Control de Motores de Emergencia SS3-EMCC-201 @ 0.48 kV



5.3.5. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201A1 @ 0.48 kV



5.3.6. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201A2 @ 0.48 kV



5.3.7. Switchgear SS3-SWGR-201B @ 0.48 kV



21

5.3.8. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201B1 @ 0.48 kV



5.3.9. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201B2 @ 0.48 kV



5.4. Conclusiones

• La carga máxima consumida por el sistema de distribución de 4.16 kV es de

aproximadamente 14.4 MVA.

• La carga máxima consumida por el sistema de distribución de 0.48 kV, incluyendo las

cargas de iluminación tanto normal como de emergencia, los sistemas de aire

acondicionado para la subestación, etc.; es de aproximadamente 1.5 MVA.

• La carga máxima estimada demandada por toda la subestación SERVICIOS es de

aproximadamente 15.9 MVA.

5.5. Recomendaciones

• Se recomienda que la capacidad de los transformadores T1 y T2 de relación 34.5/4.16 kV

tengan una capacidad ONAN de 20 MVA y una capacidad ONAF de 26.6 MVA, lo cual

representa una capacidad de sobrecarga refrigerada de 133% según lo establecido en las

normas PDVSA N-252 [21] y PDVSA N-201 [20] respectivamente.

22

• Se recomienda que la capacidad de los transformadores T3 y T4 de relación 34.5/0.48 kV

tengan una capacidad ONAN de 2.5 MVA y una capacidad ONAF de 3.125 MVA, lo

cual representa una capacidad de sobrecarga refrigerada de 125% según lo establecido en

las normas PDVSA N-252 [21] y PDVSA N-201 [20] respectivamente.

• Se recomienda que la capacidad del transformador T5 de relación 4.16 / 0.48 kV tenga

una capacidad ONAN de 500 kVA.

23

CAPITULO 6

ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA

6.1. Introducción

Una vez conocidas cada una de cargas que serán alimentadas desde la subestación y las

distintas configuraciones en la que la misma puede operar, es importante conocer cuales serán las

tensiones y factores de potencia en cada una de las barras así como también los flujos de

potencia por cada uno de los ramales del sistema, a efectos de verificar que los valores estén

dentro de los rangos permitidos y que los equipos trabajen a un porcentaje de carga adecuado.

En este capítulo se presenta el estudio de flujo de carga de las barras de la subestación

SERVICIOS. El estudio abarca los análisis para las diferentes configuraciones de operación del

sistema eléctrico de la subestación sin considerar el efecto de los bancos de condensadores

planteados en las bases de diseño iniciales del proyecto, de tal forma de determinar cuales son

los puntos más críticos de la red, y de determinar si en efecto es necesaria la colocación de

dichos bancos de compensación.

Este estudio permitirá verificar el dimensionamiento de los transformadores realizado en el

capítulo anterior y determinar la capacidad continua de corriente de las barras e interruptores

presentes en la subestación.

6.2. Objetivos generales

El estudio de flujo de carga tiene por objeto visualizar el comportamiento del sistema

eléctrico bajo condiciones de operación normales y de emergencia en régimen estable a fin de:

• Revisar la flexibilidad operacional del sistema eléctrico de la subestación cuando se

modifica la topología de la red, sin que se vea afectado el suministro de energía a la

carga.

• Verificar que la subestación es capaz de satisfacer la demanda máxima de la planta, sin

sobrecargar componente alguno en cada uno de los casos de estudio planteados.

24

6.3. Objetivos específicos

• Permitir un dimensionamiento adecuado de los alimentadores provenientes de la

subestación UREA, así como cada uno de los alimentadores salientes de la propia

subestación SERVICIOS.

• Realizar un dimensionamiento correcto de los transformadores de potencia.

• Verificar si las tensiones, flujos de potencia y factores de potencia se encuentran en los

rangos exigidos por las normas.

• Evaluar la posibilidad de incorporar más carga al sistema y las modificaciones necesarias

para satisfacer esta nueva demanda.



• El método de cálculo utilizado para el estudio de flujo de carga fue Newton-Raphson, con

una precisión de 0.0001 en las iteraciones.

• La capacidad continua de corriente de las barras, ductos de barras e interruptores

principales fueron basadas en la capacidad ONAF del transformador correspondiente, así

como se especifica en la norma PDVSA N-252 [21].

• Las tensiones de operación en régimen permanente del sistema, para todos los casos

estudiados, deberán cumplir con los rangos establecidos en la norma: ANSI C84.1-1995

[3] e IEEE 141-1993 [13]. La siguiente tabla resume los rangos de tensión aceptables:

Rango A <pu> Rango B <pu> Nivel de

Tensión <kV> Máximo Mínimo Máximo Mínimo 4.16 1.05 0.974 1.058 0.95 0.48 1.05 0.95 1.058 0.917 Tabla 2. Niveles de tensión exigidos por la normativa ANSI.

• El valor fijado para los factores de potencia en las barras de alimentación de la

subestación se fijo como mínimo en 90%, así como establece la norma de PDVSA N-252

[21].

25

6.5. Casos de estudio

A continuación se presentan las posibles configuraciones que puede tomar la subestación

durante su operación según el diseño planteado:

6.5.1. Caso 1: Condición Normal de Operación

Este caso representa la condición de operación normal de operación de la subestación. En

esta configuración los cuatro transformadores de la subestación están en operación, con los

enlaces CB2, CB5 y CB8 abiertos, mientras que se mantienen cerrados los interruptores CB1,

CB3, CB4, CB6 y CB7.

Como se puede observar, en esta condición de operación las cargas esenciales conectadas

al MCC de emergencias SS3-EMCC-201, son alimentadas a través del alimentador proveniente

de la barra SS3-SWGR-201, es decir, con el generador de emergencia en espera.

M M

M M M M

M

GS

ATS #1

NC

NO

NC NC NC

NO

NC NO

SS3-SWGR-101A 4.16 kV


SS3-EMCC-2010.48 kV

SS3-MCC-201A2 0.48 kV

SS3-MCC-201A10.48 kV

SS3-MCC-201B10.48 kV


T1 T2 T3 T4

SS2-SWGR-001 (S/E UREA) 34.5 kV

ATS #2

ATS #3T5

SS2-ESWGR-1010.48 kV

S/E PEQUIVEN

GENERADOR DE EMERENCIA

CB1

CB2

CB3CB4

CB5

CB7

CB6

CB8

SS3-SWGR-201B 0.48 kV


CAP 1 CAP 2 CAP 3 CAP 4

Ilustración 8. Configuración #1 para el estudio de flujo de carga

26

6.5.2. Caso 2: Condición de Emergencia #1

Este caso es muy similar al anterior con la única diferencia que en este caso el

transformador T2 sale de servicio y se cierra el enlace de barra CB2, por lo tanto el

transformador T1 debe suplir toda la carga conectada en ambas secciones del switchgear de 4.16

kV.

Al igual que en el caso anterior el generador de emergencia de la subestación de urea se

encuentra en espera (interruptor CB8 abierto) y el MCC de emergencia se alimenta directamente

del switchgear de 0.48 kV.

Este caso es de gran importancia ya que en el se aseguran las tensiones más bajas para el sistema

de 4.16 kV.


27


En este caso única diferencia que en este caso el transformador T4 sale de servicio y se

cierra el enlace de barra CB5, por lo tanto el transformador T3 debe suplir la carga de ambos

centros de control de motores en 0.48 kV.




Este caso es de gran importancia ya que en el se aseguran las tensiones más bajas para el sistema

de 0.48 kV.


28


Este caso corresponde a una posible falla que pueda ocurrir en el alimentador responsable

de alimentar el MCC de emergencia, en cuyo caso debería de entrar en funcionamiento el

generador de emergencia (interruptor CB8 cerrado) para poder alimentar las cargas esenciales de

la planta, mientras que los enlaces de barra CB2 y CB5 se mantienen abiertos.

Como se puede observar en la figura, los cuatro transformadores están operando, es decir,

los interruptores CB2 Y CB5 están abiertos y los interruptores CB1, CB3, CB4 y CB6 están

cerrados.

La importancia de este caso reside en analizar la alimentación del centro de control de

motores de emergencia a través del generador de emergencia.

M M

M M M M

M

GS

ATS #1

NC

NO

NC NC NC

NO

NC NO



SS3-EMCC-2010.48 kV

SS3-MCC-201A2 0.48 kV




T1 T2 T3 T4


ATS #2

ATS #3T5


S/E PEQUIVEN


CB1

CB2

CB3CB4

CB5

CB7

CB6

CB8





6.6. Resultados

En el anexo digital se muestran los reportes completos generados por el ETAP, en donde se

muestran las barras y nodos del sistema en condición de baja tensión. A continuación se muestra

un resumen con los resultados de los flujos de carga realizados para cada uno de los casos

propuestos:

29

Caso 1: Condición de operación normal

Equipo Potencia <MW>

Potencia <MVAr>

Potencia <MVA>

Factor de potencia <%>

Corriente <A>

Voltaje <%>

SS3-EMCC-201 0.17 0.10 0.197 85.2 237 98.408 SS3-MCC-201A1 0.31 0.15 0.344 90.1 420 98.325 SS3-MCC-201A2 0.11 0.06 0.125 88.5 158 98.290 SS3-MCC-201B1 0.35 0.16 0.385 90.8 472 98.711 SS3-MCC-201B2 0.24 0.12 0.268 90.3 327 98.704 SS3-SWGR-101A 7.98 3.28 8.628 92.5 1214 98.626 SS3-SWGR-101B 5.38 2.24 5.828 92.3 816 99.074 SS3-SWGR-201A 0.76 0.42 0.868 87.6 1052 98.544 SS3-SWGR-201B 0.64 0.31 0.711 90.2 861 98.910

Tabla 3. Resultados del flujo de carga para el caso 1. Caso 2: Condición de emergencia #1


Potencia <MVAr>

Potencia <MVA>


Corriente <A>

Voltaje <%>




Potencia <MVAr>

Potencia <MVA>


Corriente <A>

Voltaje <%>


Tabla 5. Resultados del flujo de carga para el caso 3.

30

Caso 4: Condición de emergencia #3


Potencia <MVAr>

Potencia <MVA>


Corriente <A>

Voltaje <%>


Tabla 6. Resultados del flujo de carga para el caso 4. T1 T2 T3 T4 T5 Caso 1 32.9 22.1 28.0 22.9 --- Caso 2 55.6 --- 28.0 22.9 --- Caso 3 32.9 22.1 51.5 --- --- Caso 4 32.9 22.1 20.9 22.9 39.4

Tabla 7. Porcentajes de carga de los transformadores sobre su capacidad ONAF.

6.7. Conclusiones

Condición normal de operación

En lo correspondiente a los niveles de tensión del sistema se observó que los mismos,

tanto para el sistema de 4.16 kV como para el de 0.48 kV, se encuentran dentro del rango A

expuesto en la norma ANSI C84.1-1995 [3].

En lo que respecta a los valores de los factores de potencia se pudo notar que en la barra

SS3-SWGR-201A se presentaba un factor de potencia con un valor de 87.6%, el cual es inferior

al 90% exigido en la norma PDVSA N-252 [21]. Mientras que el switchgear de 4.16 kV no

presentaba problemas en este aspecto.

Condición de emergencia #1

En lo correspondiente al sistema de 4.16 kV, se observó que los niveles de tensión en las

barras principales de alimentación se encontraban dentro de rango A, mientras que algunos de

los motores presentaban en sus bornes tensiones inferiores al 97.4% exigido en la norma.

31

En las barras del sistema de 0.48kV, se observó que los niveles de tensión de todas las

barras se encontraban dentro del rango A de la norma, es decir, por encima del 95%.

En lo que respecta a los valores de los factores de potencia de las barras de alimentación

se pudo notar que nuevamente la barra SS3-SWGR-201A presentaba un valor de 87.6%, el cual

es menor al 90% exigido. Mientras que el switchgear de 4.16 kV no presentaba problemas en

este aspecto.





En lo que respecta a los valores de los factores de potencia de las barras de alimentación

se pudo notar que las barra SS3-SWGR-201A y SS3-SWGR-201B presentaban valores de

88.8%, el cual es menor al 90% exigido. Mientras que el switchgear de 4.16 kV no presentaba

problemas en este aspecto.





Para este caso nuevamente la sección A del switchgear de 0.48 kV presenta un factor de

potencia bajo con un valor de 88.3%, y por ende no cumple con la normativa de PDVSA N-252

[21].

Otras conclusiones

• Se pudo verificar que el dimensionamiento de los transformadores de la subestación

realizados en el capítulo anterior son correctos.

32

• Para ninguno de los casos se observaron sobrecargas ni en los alimentadores ni en los

transformadores propuestos.

• La potencia máxima demandada por el sistema de 4.16 kV es de 14.83 MVA.

• La potencia máxima demandada por el sistema de 0.48 kV es de 1.61 MVA.

• La potencia máxima demandada por la subestación SERVICIOS es de 16.25 MVA.

• El mayor porcentaje de carga a la que pueden estar sometidos los transformadores de

34.5 / 4.16 kV es un 55.6% sobre la capacidad ONAF del mismo, caso que se da cuando

uno de los dos transformadores sale de servicio.

• El mayor porcentaje de carga a la que pueden estar sometidos los transformadores de

34.5 / 0.48 kV es un 50.8 % sobre la capacidad ONAF del mismo, caso que se da cuando

uno de los dos transformadores sale de servicio.


• Se recomiendan para el sistema de 34.5 / 4.16 kV transformadores de tipo intemperie,

con aislamiento de aceite y un aumento de temperatura de 65 Co , con una capacidad de

20 / 26.6 MVA ONAN/ONAF.

• Se recomiendan para el sistema de 34.5 / 0.48 kV transformadores de tipo intemperie,

con aislamiento de aceite y un aumento de temperatura de 65 Co , con una capacidad de

2.5 / 3.125 MVA ONAN/ONAF.

• Se recomienda que los seccionadores bajo carga a colocar en los primarios de los

transformadores de potencia tengan una capacidad continua de corriente de 1200A, una

capacidad de soporte de cortocircuito de 38 kA y una tensión máxima de operación de 38

kV. Además, y como se exige en la guía de ingeniería de PDVSA 90619.1.053 [24], los

mismos deben tener encerramiento para operación a la intemperie y ser provistos de un

enclavamiento mediante llaves con el interruptor principal en el secundario.

33

• Se recomienda que los ductos de barras provenientes de cada uno de los transformadores

de potencia tengan una capacidad de corriente de 4000A.

• Se recomienda que las barras del switchgear de 4.16 kV tengan una capacidad continua

de corriente de 4000A, así mismo la estructura del switchgear debe ser modular, del tipo

“Metal Clad” según la norma ANSI C37.20.2 [6] y con un grado de protección no menor

que NEMA 12.

• Se recomienda que las barras del switchgear de 0.48 kV tengan una capacidad continua

de corriente de 4000A, así mismo la estructura del switchgear debe ser modular, del tipo

“Metal Enclosed” según la norma ANSI C37.20.1 [5] y con un grado de protección no

menor que NEMA 12.

• Se recomienda la utilización de los bancos de compensación planteados en las bases y

criterios de diseño iniciales del proyecto, a efectos de lograr un mejoramiento tanto de los

perfiles de tensión como de los factores de potencia de las barras con problemas.

• Los valores de capacidad continua de corriente recomendados para los interruptores de la

subestación se muestran en los planos correspondientes a los unifilares de la subestación.

34

CAPITULO 7

ESTUDIO DE CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA

7.1. Introducción

Como se pudo observar en el capítulo anterior, los niveles de tensión y factores de potencia

de ciertas barras de la subestación no se encuentran dentro de los valores exigidos por la

normativa PDVSA, es por ello que en el presente capítulo se presenta el estudio realizado para

cumplir con las exigencias de las mismas, cualquiera sea la configuración de la subestación

SERVICIOS.



• El método de cálculo utilizado para el estudio de flujo de carga fue Newton-Raphson, con

una precisión de 0.0001 en las iteraciones.

• Las tensiones de operación en régimen permanente del sistema, para todos los casos

estudiados, deberán cumplir con los rangos establecidos en la norma: ANSI C84.1-1995

[3].

• El valor fijado para los factores de potencia en las barras de alimentación de la

subestación se fijo como mínimo en 90%, así como establece la norma de PDVSA N-252

[21].

• El cálculo de los valores de compensación se realizará de tal forma de obtener que la

menor tensión presente en cada configuración llegue al mínimo requerido por la norma

ANSI C84.1-1995 [3], de igual forma se verificarán los factores de potencia

involucrados.

• La variación de los bancos de compensación se realizó de forma incremental en pasos de

50 kVAr.

35

7.3. Resultados

A continuación se muestra un resumen con los resultados de los flujos de carga realizados

para cada uno de los casos propuestos con los bancos de condensadores conectados y en los

anexos digitales se presentan los reportes de salida del ETAP:

Caso 1: Condición de operación normal


Potencia <MVAr>

Potencia <MVA>


Corriente <A>

Voltaje <%>




Potencia <MVAr>

Potencia <MVA>


Corriente <A>

Voltaje <%>




Potencia <MVAr>

Potencia <MVA>


Corriente <A>

Voltaje <%>



36

Caso 4: Condición de emergencia #3


Potencia <MVAr>

Potencia <MVA>


Corriente <A>

Voltaje <%>



7.4. Conclusiones

En todos los casos estudiados se obtuvieron niveles de tensión dentro del Rango A

expuesto en la norma ANSI C84.1 [3]. De igual forma se logró cumplir con la normativa

PDVSA N-252 [21] acerca de asegurar un factor de potencia mínimo de 90% en las barras de

alimentación.


A efectos de lograr cumplir con los niveles de tensión y factores de potencia mínimos

exigidos por las normas se recomiendan las siguientes capacidades mínimas de compensación

para cada uno de los bancos instalados en la subestación:

7.5.1. Caso 1: Condición Normal de Operación

Capacidad de compensación mínima <kVAr>

CAP 1 0 CAP 2 0 CAP 3 50 CAP 4 0

37



CAP 1 1000 CAP 2 1000 CAP 3 50 CAP 4 0



CAP 1 0 CAP 2 0 CAP 3 50 CAP 4 0



CAP 1 0 CAP 2 0 CAP 3 50 CAP 4 0

Otras recomendaciones

Debido a la colocación de los bancos de compensación y a la gran cantidad de cargas

inductivas, en su mayoría motores, se recomienda la realización de un estudio de resonancia, a

efectos de asegurar que motores controlados por dispositivos de estado sólido, como variadores

de velocidad, puedan inyectar frecuencias a la red que puedan ser perjudiciales para la misma.

Ya que para este estudio se consideró que todos los motores estarían operando a un 90%

de su potencia nominal, punto en el cual generalmente se registran las mayores eficiencias y

factores de potencia, es importante una vez conocidos los verdaderos porcentajes de carga de los

motores (generalmente menores al 90%), tomar en cuenta la posible necesidad de un incremento

en los valores de compensación recomendados arriba. Es por ello que se recomienda rehacer este

estudio una vez conocidos los verdaderos factores de carga.

38

CAPITULO 8

ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO

8.1. Introducción

Dentro de cualquier instalación o espacio físico en donde se realicen maniobras con

equipos eléctricos existe el riesgo de que ocurran fallas, es por esto que es vital realizar un

estudio de cortocircuito que permita obtener una noción acerca de cuales son las magnitudes de

corriente que se puedan obtener en los distintos puntos del sistema y que por ende pueden

resultar dañinos tanto para las personas como para los mismos equipos.

En el presente capítulo se presenta el estudio de cortocircuito, el cual abarca el cálculo de

los niveles de cortocircuito máximos y mínimos ante fallas balanceadas y desbalanceadas en las

barras de 34.5, 4.16 y 0.48 kV presentes en la subestación SERVICIOS.

Los resultados arrojados por este estudio permitirán verificar si las barras e interruptores de

la subestación serán capaces de soportar los niveles de cortocircuito esperados o si se requiere

tomar medidas para reducir los mismos a valores tolerables, así como también permitirá un

diseño correcto de la malla de puesta a tierra.

8.2. Objetivo general

El estudio de cortocircuito tiene por objeto visualizar el comportamiento del sistema eléctrico

bajo condiciones de fallas, de manera de:

• Determinar las corrientes de cortocircuito máximas trifásicas y monofásicas

momentáneas (1/2 ciclo) y de interrupción (1.5 a 4 ciclos) en las barras de alimentación

del sistema.

8.3. Objetivos específicos

• Revisar el comportamiento de las corrientes de cortocircuito del sistema eléctrico cuando

se modifica la topología de la red.

39

• Verificar que los equipos de protección soporten el máximo nivel de cortocircuito posible

en las barras.

• Calcular las corrientes que permitirán realizar el ajuste de las protecciones eléctricas. Las

corrientes máximas de falla determinarán si los márgenes de tiempo entre dispositivos de

protección son los adecuados y las corrientes mínimas servirán para verificar los aspectos

de sensibilidad de los mismos.

• Obtener los datos de corriente de falla monofásica necesarios para el diseño de la malla

de puesta a tierra de la subestación.



• El método de cálculo seleccionado corresponde al descrito en las normas ANSI/IEEE.

• La contribución de los motores a las corriente de cortocircuito están basadas en su tipo de

operación durante el momento de la falla, es decir, los motores en operación continua e

intermitente tienen contribución en los niveles de cortocircuito, mientras que los motores

en estado de espera no contribuyen.

• Las tensiones pre-falla de cada una de las barras falladas se suponen en 100%.

• La impedancia en el punto de falla es cero (cortocircuito franco).

• Los niveles de cortocircuito para subestaciones de media y baja tensión en configuración

de secundario selectivo, deben ser calculados con una sola línea de alimentación y el

enlace de barra cerrado, así como establece la norma PDVSA N-252 [21].

• Cortocircuito en operación normal: se realiza el estudio con todos los equipos de

operación normal e intermitentes encendidos y los de respaldo en espera.

40

• Máximo nivel de cortocircuito: se realiza el estudio con todos los equipos de operación

continua, intermitente y espera encendidos con un solo transformador en las

subestaciones con secundario selectivo y el enlace de barras cerrado.

• Para el estudio de los cortocircuitos monofásicos se tomo en consideración la colocación

de las resistencias de puesta a tierra del neutro de los transformadores con un valor de

400A como exige la norma PDVSA N-201 [20], así como la resistencia de la propia

malla de tierra.

• En el siguiente recuadro se resumen las características de los equipos que pueden ser

especificadas por los valores de corriente RMS a distintos ciclos de operación según la

normativa ANSI:

Dispositivo ½ Ciclo 1.5-4 Ciclos 30 Ciclos

Interruptor de Media Tensión

Capacidad de cierre y agarre

Capacidad de interrupción N/A

Interruptor de Baja Tensión

Capacidad de interrupción N/A N/A

Fusible Capacidad de interrupción N/A N/A

Switchgears y CCM Capacidad de agarre mecánico N/A N/A

Relés Configuraciones para el instantáneo N/A Configuraciones de

sobre-corriente

Tabla 12. Características de los equipos según las corrientes de cortocircuito.

41


Los casos fueron seleccionados de tal forma de obtener los niveles de cortocircuito

máximos y mínimos para cada barra en la configuración del mismo dada:

8.5.1. Caso 1: Condición normal de operación

Este caso representa la condición de operación normal de operación de la subestación.

Esta es una condición en donde los cuatro transformadores de la subestación están en operación,

con los enlaces de barra CB2, CB5 y CB8 abiertos.

Como se puede observar, en esta condición de operación las cargas esenciales conectadas

al MCC de emergencias SS3-EMCC-201, son alimentadas a través del alimentador proveniente

de la barra SS3-SWGR-201, es decir, con el generador de emergencia en espera.

M M

M M M M

M

GS

ATS #1

NC

NO

NC NC NC

NO

NC NO



SS3-EMCC-2010.48 kV

SS3-MCC-201A2 0.48 kV




T1 T2 T3 T4


ATS #2

ATS #3T5


S/E PEQUIVEN


CB1

CB2

CB3CB4

CB5

CB7

CB6

CB8




Ilustración 12. Configuración #1 para estudio de cortocircuito

42

8.5.2. Caso 2: Condición de emergencia #1



transformador T1 debe suplir la carga de ambos centros de control de motores en 4.16 kV. En

este caso se deberían obtener los mayores niveles de cortocircuito para el sistema de 4.16 kV

debido al aporte de los motores de ambas secciones del switchgear.





43




transformador T3 debe suplir la carga de ambos centros de control de motores en 0.48 kV. En

este caso se deberían obtener los mayores niveles de cortocircuito para el sistema de o.48 kV

debido al aporte de los motores de ambas secciones del switchgear.





44


Este caso corresponde a una posible falla que pueda ocurrir en el alimentador responsable

de alimentar el MCC de emergencia, en cuyo caso debería de entrar en funcionamiento el

generador de emergencia (interruptor CB8 cerrado) para poder alimentar las cargas esenciales de

la planta, mientras que los enlaces de barra CB2 y CB5 se mantienen abiertos.

M M

M M M M

M

GS

ATS #1

NC

NO

NC NC NC

NO

NC NO



SS3-EMCC-2010.48 kV

SS3-MCC-201A2 0.48 kV




T1 T2 T3 T4


ATS #2

ATS #3T5


S/E PEQUIVEN


CB1

CB2

CB3CB4

CB5

CB7

CB6

CB8





8.6. Resultados

En los anexos digitales se presentan los reportes completos de salida del ETAP para cada

uno de los casos, sin embargo, a continuación se presenta un resumen de los niveles de

cortocircuito tanto trifásico como monofásico (considerando el efecto de resistencia de la malla

de puesta a tierra) de las barras de la subestación:

45

8.6.1. Caso 1: Condición normal de operación

Cortocircuitos trifásicos:

Barra fallada ½ Ciclo <kASymm> 1.5-4 Ciclos <kASymm> SS3-SWGR-101A 42.6 39.0 SS3-SWGR-101B 39.8 37.5 SS3-SWGR-201A 45.1 45.1 SS3-SWGR-201B 44.9 44.9 SS3-MCC-201A2 30.7 30.7 SS3-MCC-201A1 37.1 37.1 SS3-MCC-201B1 37.9 37.9 SS3-MCC-201B2 36.3 36.3 SS3-EMCC-201 37.7 37.7

Tabla 13. Niveles de CC trifásicos para el caso 1. Cortocircuitos monofásicos:

Barra fallada 1.5-4 Ciclos <kASymm> Bus 2 4.7 Bus 3 4.7 Bus 4 4.6 Bus 5 4.6 SS3-SWGR-101A 0.34 SS3-SWGR-101B 0.34 SS3-SWGR-201A 0.25 SS3-SWGR-201B 0.25 SS3-MCC-201A2 0.25 SS3-MCC-201A1 0.25 SS3-MCC-201B1 0.25 SS3-MCC-201B2 0.25 SS3-EMCC-201 0.25

Tabla 14. Niveles de CC monofásicos para el caso 1.




Tabla 15. Niveles de CC trifásicos para el caso 2.

46

Cortocircuitos monofásicos:

Barra fallada 1.5-4 Ciclos <kASymm> Bus 2 4.7 Bus 3 --- Bus 4 4.6 Bus 5 4.6 SS3-SWGR-101A 0.34 SS3-SWGR-101B 0.34 SS3-SWGR-201A 0.25 SS3-SWGR-201B 0.25 SS3-MCC-201A2 0.25 SS3-MCC-201A1 0.25 SS3-MCC-201B1 0.25 SS3-MCC-201B2 0.25 SS3-EMCC-201 0.25






Barra fallada 1.5-4 Ciclos <kASymm> Bus 2 4.7 Bus 3 4.7 Bus 4 4.6 Bus 5 --- SS3-SWGR-101A 0.34 SS3-SWGR-101B 0.34 SS3-SWGR-201A 0.25 SS3-SWGR-201B 0.25 SS3-MCC-201A2 0.25 SS3-MCC-201A1 0.25 SS3-MCC-201B1 0.25 SS3-MCC-201B2 0.25 SS3-EMCC-201 0.25


47





Barra fallada 1.5-4 Ciclos <kASymm> Bus 2 4.7 Bus 3 4.7 Bus 4 4.6 Bus 5 4.6 SS3-SWGR-101A 0.34 SS3-SWGR-101B 0.34 SS3-SWGR-201A 0.25 SS3-SWGR-201B 0.25 SS3-MCC-201A2 0.25 SS3-MCC-201A1 0.25 SS3-MCC-201B1 0.25 SS3-MCC-201B2 0.25 SS3-EMCC-201 0.25


A continuación se presenta un cuadro en donde se resumen los valores de corriente de

cortocircuito trifásicos máximos y mínimos para cada una de las barras falladas:

½ Ciclo 1.5-4 Ciclos Barra fallada

Máximo Mínimo Máximo Mínimo SS3-SWGR-101A 48.0 42.6 42.1 39.0 SS3-SWGR-101B 48.0 39.8 42.1 37.5 SS3-SWGR-201A 49.2 44.0 49.2 44.0 SS3-SWGR-201B 49.2 44.9 49.2 44.9 SS3-MCC-201A2 32.2 30.3 32.2 30.3 SS3-MCC-201A1 39.8 36.4 39.8 36.4 SS3-MCC-201B1 40.8 37.9 40.8 37.9 SS3-MCC-201B2 38.9 36.3 38.9 36.3 SS3-EMCC-201 40.4 13.0 40.4 13.0

Tabla 21. Resumen de niveles de CC máximos y mínimos en las barras del sistema.

48

En la siguiente tabla se muestran las mayores sobretensiones causadas por las fallas

monofásicas a tierra en cada uno de los casos:

34.5 kV 4.16 kV 0.48 kV Caso 1 166.67% 160.23% 100.28% Caso 2 166.64% 160.17% 100.28% Caso 3 166.67% 160.23% 100.30% Caso 3 166.67% 160.23% 100.28%

Tabla 22. Máximas sobretensiones causadas debido a fallas monofásicas.

8.7. Conclusiones

• El mayor nivel de cortocircuito a despejar por los interruptores del sistema de 4.16 kV es

de 42.1 kA.

• El mayor nivel de cortocircuito a despejar por los interruptores en el sistema de 0.48 kV

es de 49.2 kA.

• La mayor corriente de falla a tierra de la subestación se presenta en los nodos los

primarios de los transformadores con un valor de 4.7 kA.

• La mayor sobretensión causada por fallas monofásicas en el sistema de 34.5 kV es de

166.67%.


160.23%, lo cual implica un sistema no efectivamente puesto a tierra.


100.30%, la cual por no ser mayor al 140% implica un sistema efectivamente puesto a

tierra.


Sistema de 4.16 kV

• Se recomienda la aplicación de interruptores de potencia con una capacidad de

interrupción de 50 kA, y con una capacidad de Closing and Latching superior a 48 kA.

• Se recomienda que la capacidad de agarre mecánico de las barras (Bus Bracing) para el

switchgear sea no menor a 48 kA.

49

• Seleccionar los equipos de tal forma que los aislamientos soporten las máximas

sobretensiones transitorias causadas por las fallas monofásicas a tierra.

Sistema de 0.48 kV

A continuación se presenta una tabla con los valores de interrupción recomendados para

los interruptores conectados a cada una de las barras del sistema de 0.48 kV:

Barras Capacidad de interrupción recomendada <kA> SS3-SWGR-201A 65 SS3-SWGR-201B 65 SS3-SWGR-201A2 42 SS3-SWGR-201A1 42 SS3-SWGR-201B1 42 SS3-SWGR-201B2 42 SS3-EMCC-201 42

Tabla 23. Capacidades de interrupción recomendadas para el sistema de 0.48kV.

• Se recomienda que la capacidad de agarre de las barras (Bus Bracing) para el switchgear

sea no menor a 49.2 kA.

• Se recomienda la actualización de este estudio una vez conocidos cuales serán los

motores que tendrán controladores electrónicos, debido a que los mismos no tienen

aporte a los niveles de cortocircuito.

50

CAPITULO 9

ESTUDIO DE ARRANQUE DE MOTORES

9.1. Introducción

Debido a que los motores gran potencia demandan una gran cantidad de corriente durante

su proceso de arranque, es importante considerar el efecto que pueda tener esta corriente en el

perfil de tensiones de la red y en el par de arranque de los mismos motores.

En la red bajo estudio se pueden distinguir tres sistemas que poseen motores que pueden

causar grandes impactos en la red durante su proceso de arranque. El primero de estos sistemas

corresponde con el conjunto de bombas encargadas de enviar el agua desalada proveniente de la

planta desaladora hacia el paquete de calderas. El segundo de estos sistemas tiene que ver con las

bombas responsables de succionar agua del mar, agua que posteriormente será tratada para

suplir, por ejemplo, el agua de servicios de la planta. El tercero de los sistemas a estudiar son el

grupo de bombas encargadas de manejar el agua consecuencia de los procesos de condensación

de la planta. El cuarto y último sistema corresponde al arranque de la bomba de agua contra

incendio.

A continuación se presenta un cuadro en donde se resumen los motores a ser analizados:

Tags Sistema Potencia Cantidad en operación continua

Cantidad en espera

C-BF1006 A/B/C Suministro de agua para calderas 1000 HP 2 1

C-GA1024 A/B/C/D Toma de agua del mar 3000 HP 3 1

C-GA1015 A/B Recolección de agua condensada 700 HP 1 1

C-GA1018A Bomba de agua contra incendio 250 HP 0 1

Tabla 24. Lista de motores a estudiar su arranque.

En este capítulo se simulan los arranques estáticos de los motores en espera de cada uno de

los sistema, es decir, la simulación implica el consumo de la corriente de rotor bloqueado durante

51

su arranque, con la respectiva parada del motor a sustituir, a fin de determinar si los perfiles de

tensión en las barras de alimentación y en los propios bornes de los motores son los adecuados.

9.2. Objetivos

Los principales objetivos de un estudio de arranque de motores estático es:

• Analizar si la depresión de tensión causada por la corriente de arranque, en el peor

escenario posible de la subestación, es la adecuada para el correcto arranque motor.

• Estudiar como afecta el arranque de ciertos motores al resto del sistema.


Las siguientes bases y premisas fueron establecidas para el desarrollo de este estudio:.

• La secuencia de operación para el arranque de los motores de respaldo será de la

siguiente forma: primero arranca el motor en espera con el motor original operando y

posteriormente el último es apagado.

• Se consideró la colocación de los valores mínimos de compensación recomendados para

la configuración de emergencia #1.

• Los perfiles de tensión fueron comparados con los voltajes de servicio establecidos en el

rango A de la norma ANSI C84.1-1995 [3].

Adicionalmente y de a cuerdo a la norma PIP ELCGL01 [25] al momento del arranque, se

recomienda cumplir lo siguiente:

• El estudio de arranque de motores se debe realizar para motores ≥ 250 HP.

• Para motores ≤ 600 V, la subestación debe ser diseñada, como mínimo, para cumplir con

90% del voltaje nominal de la subestación durante el arranque.

• Para motores ≤ 600 V, el voltaje en los terminales del motor no debe ser menor al 85%

del voltaje nominal del motor.

• Para motores ≤ 600 V que no puedan ser arrancados a través de la línea, debido a las

caídas de tensión en el sistema, se deben colocar arrancadores electrónicos suaves.

52

• Para motores > 600 V, la subestación debe ser diseñada, como mínimo, para cumplir con

85% del voltaje nominal de la subestación durante el arranque.

• Para motores > 600 V, el voltaje en los terminales del motor no debe ser menor al 80%

del voltaje nominal del motor.

• Para motores > 600 V que no puedan ser arrancados a través de la línea, debido a las

caídas de tensión en el sistema, se deben utilizar transformadores cautivos.


Los casos de estudio están basados en la configuración de emergencia #1 presentada en los

capítulos anteriores, es decir, con uno solo de los transformadores de 34.5/4.16 kV en operación,

ya que así se aseguran las mayores caídas de tensión en la red.

9.4.1. Caso de arranque #1

Este caso corresponde al arranque de la tercera bomba en espera de 1000 HP del sistema

de suministro de agua para el paquete de calderas.


Este caso corresponde al arranque de la cuarta bomba en espera de 3000 HP del sistema

de toma de agua de mar utilizada para los servicios de la planta.


Este tercer caso corresponde al arranque de la segunda bomba en espera de 700 HP del

sistema de recolección de agua condensada de la planta. Este caso se planteó debido a que la

longitud de su alimentador básicamente dobla la longitud de los alimentadores de otras bombas

de la misma potencia.


El cuarto caso de estudio propone analizar el comportamiento de la bomba principal contra

incendios de 250 HP.

53

9.5. Resultados

Se pudo observar que para todos los casos planteados las tensiones tanto en las barras de

alimentación como en los bornes de los motores cumplen con los criterios de la norma PIP

ELCGL01 [25]. En los anexos digitales se muestran los reportes completos de salida del ETAP.

En lo que respecta al caso de arranque #1, se pudo notar que la tensión en el switchgear de

4.16 kV previo al arranque del motor era de 98.34%, luego durante los 5 segundos de arranque

del motor en espera la misma cayó a 96.64%, mientras que la tensión en los bornes del motor

estaba en 95.4%. Posterior a los 5 segundos de arranque la tensión en el switchgear subió a

98.16% y en los bornes del motor a 97.64%. Una vez arrancado el motor en espera se procedió al

apagado de la bomba respaldada C-BF-1006A, la cual llevo los niveles de tensión del switchgear

a 98.32% y la del motor a 97.8%.






apagado de la bomba respaldada C-GA-1024A, la cual llevo los niveles de tensión del

switchgear a 98.31% y la del motor a 98.11%.






apagado de la bomba respaldada C-GA-1015A, la cual llevo los niveles de tensión del

switchgear a 98.32% y la del motor a 97.96%.

Para el caso de arranque #4, se pudo notar que la tensión en el switchgear de 4.16 Kv

previo al arranque de la bomba contra incendios era de 98.34%, luego, durante los 5 segundos de

54

arranque del motor en espera era de 97.70%, mientras que la tensión en sus bornes estaba en

97.48%. Posterior a los 5 segundos del arranque la tensión en el switchgear subió a 98.28% y en

los bornes del motor a 98.23%.

9.6. Conclusiones

Se pudo notar que para los cuatro casos estudiados se cumplen con los valores mínimos de

tensión establecidos para las barras de alimentación y para los bornes de los motores en la norma

PIP ELCGL01 [25] durante el tiempo de arranque, por lo que es posible el arranque a plena

tensión de loa motores estudiados.

Se observó que en los cuatro casos estudiados, luego del arranque del motor

correspondiente y del apagado de la bomba respaldada las tensiones tanto en el switchgear como

en los bornes de los motores cumplían con el rango A de la norma ANSI C84.1-1995 [3].

Las mayores depresiones de tensión, como era de esperarse, ocurren durante el arranque de

la bomba de espera del sistema de toma de agua marina, llegando el switchgear hasta valores de

91.51%.

Como consecuencia del arranque de cada uno de los motores, se notaron caídas de tensión

en los bornes de los motores adyacentes, pero sin embargo no son suficientes para afectar el

funcionamiento de los mismos, recordando también que las tensiones nominales de los motores

son inferiores a las nominales del sistema.


Si bien se pudo observar que el arranque de los motores estudiados se puede realizar a

plena tensión sin afectar considerablemente los perfiles de tensión del sistema, es importante

tomar en consideración la posible implementación de controladores de velocidad que pudieran

ser colocados debido a requerimientos del proceso de producción. La colocación de

controladores de velocidad pudiera tener como consecuencia menores corrientes de arranque, lo

que implicaría menores caídas de tensión en el sistema.

55

Una vez conocido la clasificación NEMA del motor de las bombas y la característica de

par versus velocidad de la carga mecánica a accionar, se recomienda la realización de un estudio

dinámico de arranque, a efectos de verificar si los tiempos de arranque de los motores cumplen

con los tiempos exigidos por el propio proceso de la planta.

Otro aspecto importante a tomar en cuenta es la actualización constante de este estudio,

esto es debido al continuo proceso de cambio que se obtienen de las cargas durante el desarrollo

del proyecto.

56

CAPITULO 10

CÁLCULO DE ALIMENTADORES

10.1. Introducción

Cuando se diseña una planta industrial uno de los elementos del sistema más importantes

son los cables encargados de transmitir la potencia hacia las cargas que necesitan alimentación

eléctrica. En una gran cantidad de ocasiones, las cargas a alimentar se encuentran

geográficamente distantes del centro de donde se toma la energía, por lo que se necesitan

canalizar de distintas maneras grandes longitudes de conductor para alimentar cada una de ellas.

Entre las formas más comúnmente utilizadas para canalizar los alimentadores tenemos: de forma

subterránea y de forma aérea. Dentro de la categoría de canalización subterránea se puede

realizar en ductos o directamente enterrados, y dentro de la categoría de canalización aérea

tenemos en bandejas o conduits.

La ubicación geográfica, la longitud y el tipo de canalización de los conductores, pueden

causar problemas en la operación del sistema como pueden ser: grandes caídas de tensión desde

el punto de alimentación hasta la carga y altas temperaturas de operación que pueden causar

daños en los aislantes de los cables causando así el corte de alimentación a la carga.

El siguiente capítulo tiene como objetivo presentar los criterios, procedimientos y cálculos

empleados para la adecuada selección de cada uno de los alimentadores de la subestación

SERVICIOS.



• El cálculo de los alimentadores se hizo con la ayuda del ETAP .

• El dimensionamiento de los alimentadores de media tensión se realizó basado en los

criterios de capacidad amperimétrica, caída de tensión y niveles de cortocircuito.

57

• Los alimentadores de baja tensión se calcularon basados solamente en los criterios de

capacidad amperimétricag y caída de tensión.

• Los cables para los niveles de tensión de 34.5 kV y 4.16 kV serán de cobre, armados, con

aislamientos XLPE (Polietileno reticulado) de 90 Co y chaqueta de PVC (Cloruro de

polivinilo).

• Los cables para 0.48 kV serán de cobre, armados, con aislamientos de PVC de 70 Co y

chaqueta de PVC.

• La canalización de los cables se realizará directamente enterrados.

• La capacidad de los alimentadores para los transformadores de potencia no será menor

que la capacidad ONAF del mismo, según lo establecido en la norma PDVSA N-201

[20].

• La capacidad del alimentador de cada motor no será menor al 125% de la corriente a

plena carga, según lo establecido por el Código Eléctrico Nacional (430-22) [8].

• Para los alimentadores de los motores, la máxima caída de tensión permitida a plena

carga será del 3% y para la configuración alimentador ramal, no será mayor al 5%,

distribuida en 2% para alimentadores principales y 3 % para circuitos ramales. La caída

de tensión se calculará a través de la siguiente expresión:

( ) ( )( )

( )23

10

sincos..%

kV

XRLkVAVD

φφφ +=

• La capacidad térmica debida a cortocircuitos se determina basado en la gráfica mostrada

en la página 12 de la guía de PDVSA 90619.1.057 [23].

• Se asumió la temperatura del terreno en 25 Co .

58

• Se asumió la resistividad térmica del suelo en 120 WmC /.o .

• Se asumió la temperatura ambiente en 40 Co .

10.3. Dimensionamiento de alimentadores de media tensión

A efectos de demostrar como es un cálculo típico para el dimensionamiento de conductores

de media tensión, se presenta el dimensionamiento del alimentador para el motor C-BF-1006A:

Dimensionamiento por capacidad de corriente: La corriente de carga del motor es:

><= AI CARGA 5.124

Al multiplicar esta corriente por un factor de 1.25 como establece el código eléctrico

nacional se obtiene una corriente de 156A, la cual corresponde a un conductor de calibre 1

AWG, tomando en consideración un factor de derateo de 0.77 en la corriente original del

conductor debido a que está directamente enterrado y a que la temperatura ambiente es elevada.

Dimensionamiento por caída de tensión

Para el dimensionamiento de cables por el criterio de caída de tensión se asumieron los

siguientes valores de resistencia y de reactancia de la base de datos del ETAP:

Calibre del Conductor R (ohms/km) X (ohms/km)

1 AWG 0.524 0.147 1/0 AWG 0.419 0.138 2/0 AWG 0.334 0.137 3/0 AWG 0.263 0.132 4/0 AWG 0.209 0.127 250 kcmil 0.179 0.124 350 kcmil 0.122 0.122 500 kcmil 0.093 0.115

Tabla 25. Resistencia y reactancia para conductores de cobre de 35 kV con aislamiento de 90 grados.

Bien, veamos cual es la caída de tensión para un conductor AWG #1 con una longitud de

280 m:

59

( ) ( )( )( )

( ) ( ) ( )( )( )

%78.016.410

39.0147.092.0524.0280.089710

sincos..% 22

3 =+

=+

=kV

XRLkVAVD

φφφ

Como se puede observar la caída de tensión no sobrepasa el valor límite.

Dimensionamiento por nivel de cortocircuito

Para el cálculo de la sección mínima del conductor debido al nivel de cortocircuito

necesario utilizamos la gráfica presentada en la guía de PDVSA 90619.1.057 [23], proyectando

un nivel de cortocircuito de 42.1 kA sobre la línea de 4 ciclos, lo cual sugiere la utilización

mínimo de un conductor de calibre 2/0.

Por lo tanto el conductor seleccionado para alimentar el motor será un AWG 2/0.

10.4. Dimensionamiento de alimentadores de baja tensión

A efectos de demostrar como se realiza el dimensionamiento de los cables de baja tensión

se tomó como ejemplo el caso del alimentador para el motor “Coolant and Brine A” de una

potencia nominal de 100 >< HP .

Dimensionamiento por capacidad de corriente: La corriente de carga nominal del motor es:

><= AI CARGA 127

Al multiplicar esta corriente por un factor de 1.25 como establece el código eléctrico

nacional se obtiene una corriente de 159A, la cual corresponde a un conductor de calibre 1/0

AWG, tomando en consideración un factor de derateo de 0.77 en la corriente original del

conductor debido a que está directamente enterrado y a que la temperatura ambiente es elevada.

60

Dimensionamiento por caída de tensión

Para el dimensionamiento de cables por el criterio de caída de tensión se tomaron los

siguientes valores de resistencia y de reactancia de la base de datos del ETAP:

Calibre del Conductor R (ohms/km) X (ohms/km)

1/0 AWG 0.416 0.118 2/0 AWG 0.331 0.116 3/0 AWG 0.249 0.113 4/0 AWG 0.206 0.108 250 kcmil 0.177 0.108 350 kcmil 0.121 0.108 500 kcmil 0.090 0.101

Tabla 26. Resistencia y reactancia para conductores de cobre de 600 V con aislamiento de 75 grados.

Luego de calcular la caída de tensión con el conductor 1/0 AWG se notó que el valor

excedía el valor límite, por lo tanto, luego de ensayo y error se determinó que el calibre correcto

era un 250 MCM, cuyo cálculo de caída de tensión se muestra a continuación:

( ) ( )( )

( )( ) ( ) ( )( )

( )%7.1

48.01039.0033.092.00541.0160.05.105

10

sincos..% 22

3 =+

=+

=kV

XRLkVAVD

φφφ

Como se puede observar la caída de tensión no sobrepasa el valor límite, por lo tanto el

conductor seleccionado para alimentar este motor será un 250 MCM de cobre.

10.5. Resultados

En el anexo 4 se presenta una tabla en donde se muestran todos los conductores que fueron

dimensionados para la subestación, y en los unifilares de la S/E se muestra la misma información

pero de forma gráfica.


Una vez conocidos con exactitud las rutas por donde serán canalizados los conductores se

recomienda la revisión de este estudio a efectos de realizar las correcciones necesarias en

términos de los factores de derrateo por el número de conductores canalizados por la misma

trinchera, ya a que esto podría llevar a cambios en los calibres de los conductores debido a los

posibles incrementos de temperatura.

61

CAPITULO 11

ESTUDIO PRELIMINAR DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

El objetivo de un estudio de coordinación de protecciones es determinar las

características, valores nominales y configuraciones de todos los equipos de protección contra

sobre-corrientes que asegurarán que la mínima cantidad de carga no fallada salga de

funcionamiento al momento de aislar una falla en algún punto del sistema. De la misma forma,

los dispositivos y configuraciones seleccionadas deben de proporcionar una protección

satisfactoria contra sobrecargas de los equipos e interrumpir los cortocircuitos lo más rápido

posible.

El estudio presentado en este capítulo es un estudio de coordinación preliminar realizado

durante el proceso de diseño de la nueva subestación SERVICIOS, en aras de verificar que los

dispositivos de protección pueden ser selectivos entre ellos. Las configuraciones obtenidas para

cada equipo deben ser verificadas una vez finalizado el proceso de diseño para garantizar un

buen funcionamiento de los mismos.

11.1. Metodología de coordinación

La coordinación de los dispositivos de coordinación comienza en cada una de las cargas y

continúa hacia la respectiva barra de alimentación. La mayor carga del Switchgear (SWGR),

Centro de Distribución de potencia (CDP) o Centro de Control de Motores (CCM) determina el

punto crítico de coordinación con el dispositivo de protección que se encuentra aguas arriba. Si

la protección de la carga de mayor importancia coordina con el dispositivo aguas arriba,

automáticamente todas las cargas de menor potencia conectadas al SWGR, CDP o CCM también

coordinan con este.

El estudio de coordinación de protecciones es realizado con la intención de obtener la

mejor selectividad entre los dispositivos de protección, y al mismo tiempo garantizar la mayor

protección del equipo afectado por la falla.

62

A efectos de garantizar la protección de los equipos, las curvas tiempo-corriente de los

dispositivos de protección como los interruptores termo-magnéticos y los relés que dan apertura

a los interruptores de media tensión, se deben encontrar por debajo de la curva de daño de los

equipos protegidos.

Para obtener la mejor selectividad, es necesario buscar que las curvas de cada uno de los

relés de protección en la cadena sean ubicados de forma escalonada, lo cual va a permitir que

solamente el interruptor más cercano a la falla sea el que interrumpa. Los relés de operación más

lenta actuarían solo como respaldo de los elementos inferiores de la cadena.

Las parejas de relés coordinables se establecen una vez definida la cadena de selectividad

requerida por el sistema en estudio. Luego se determina el espectro de falla mediante un estudio

de cortocircuito del sistema y con estos datos se evalúa la selectividad y grado de protección en

el rango de interés.

La representación gráfica tiempo-corriente de los dispositivos de protección y de las curvas

de límite térmico, permiten determinar el nivel de protección ofrecido a transformadores,

motores, cables y otros componentes del sistema.

En la búsqueda de la mayor selectividad y protección situaciones conflictivas aparecen

frecuentemente, lo cual fuerza al sacrificio de alguno de estos dos objetivos. Para cada uno de

estos casos los criterios de ingeniería prevalecen, aunque la protección prevalece siempre sobre

la selectividad.



• Los valores de corriente de cortocircuito trifásicos fueron tomados del estudio de

cortocircuito llevado a cabo con el ETAP.

• Las corrientes de rotor bloqueado de cada motor se tomó como 6 veces la corriente

nominal.

63

• El tiempo de arranque para los motores se estimará en 5 segundos debido a la falta de

información.

• La coordinación de los dispositivos de protección en lo correspondiente a sus curvas fue

realizo con el módulo STAR del ETAP.

• La corriente de magnetización de los transformadores se tomó con un valor de 12 veces

la corriente nominal con una duración de 6 ciclos.

• Para la protección de los motores de media tensión se utilizaron relés multifuncionales de

protección de motores.

• La protección de los motores de baja tensión se realizó utilizando interruptores

termomagnéticos.

11.3. Criterios generales de ajuste

Protección de motores de baja tensión

Los criterios para el ajuste de las protecciones de motores de baja tensión (≤ 1kV) cumplirán

con lo establecido en el artículo 430 del CEN [8] y en la normativa IEEE Std. C37.96-2000 [11].

Los criterios que aplican para este estudio son:

• El ajuste para relés térmicos no permitirá sobrecargas mayores al 115%.

• La protección del motor deberá permitir la corriente inicial de arranque del motor. Si la

protección del motor es un interruptor magnético, el rango de la corriente instantánea de

disparo deberá permitir el siguiente ajuste:

( ) ( )

BLOQUEADOROTOROINSTANTANE

BLOQUEADOROTOR III .5.2.65.1 <<

Protección de motores de media tensión

Los motores de media tensión (≥ 1 kV) son protegidos a través de relés multi-funcionales

para motores. Para este estudio las funciones del relé que se habilitarán serán la de sobrecarga

(OL) y la de sobre-corriente (OC).

Los criterios para la configuración de las funciones del relé habilitadas se presentan a

continuación:

64

Función Descripción Parámetro Criterio de ajuste

49 Rele térmico Pickup Ajustar a 1.15 veces la corriente nominal del motor

50 Rele instantáneo de sobrecorriente Pickup Ajustar a 10 veces la corriente nominal del motor

51 Rele temporizado de sobrecorriente Pickup Ajustar de tal forma que quede como respaldo del relé

térmico

Tabla 27. Criterios para la coordinación de motores de media tensión. Protección de subestaciones en configuración secundario selectivo Secundario del transformador alimentador Función Descripción Parámetro Criterios de ajuste

Pickup

> Corriente máxima esperada en condiciones normales de operación + arranque del motor de mayor potencia. 50 Relé instantáneo de

sobre-corriente

Tiempo Instantáneo.

Pickup

Para sistemas de media tensión: > Corriente total (ambas barras) + corriente de arranque del motor más grande en cualquiera de ambas barras. Para sistemas de baja tensión: > 125% de la capacidad ONAN del TRX para el ajuste largo de tiempo. Aprox. 4 veces la capacidad ONAN del TRX para el ajuste corto de tiempo.

51 Relé temporizado de sobre-corriente

Tiempo

Inverso. Proveer coordinación de 0.3 segundos con los relés de sobre-corriente de las barras aguas abajo.

Tabla 28. Citerior de coordinación para equipos en el secundario del TRX.

65

Primario del transformador alimentador Función Descripción Parámetro Criterios de ajuste

Pickup

> a la corriente de c.c. trifásica mínima > a la corriente de c.c. trifásica máxima en el lado del secundario vista desde el primario del TRX. 50 Relé instantáneo de

sobre-corriente

Tiempo Instantáneo.

Pickup

≤ al 200% de la corriente nominal ONAN del TRX.

51 Relé temporizado de sobre-corriente

Tiempo

Permitir un margen de tiempo no menor a 0.35 segundos con el relé 51 del secundario del TRX, dentro del rango de corrientes de cortocircuito. Verificar que el dial de tiempo esté por debajo de la curva de daño del TRX (ANSI/IEEE STANDARD C57.109)

Tabla 29. Criterios de coordinación para equipos en el primario del TRX. Temporización

Entre unidades instantáneas (50) y las unidades temporizadas de sobrecorriente (51) el

margen de coordinación debe ser de aproximadamente 0.25 segundos. Un tiempo máximo de

50ms para la operación del instantáneo de los relés es considerado.

Entre unidades electrónicas, el margen de coordinación debe ser aproximadamente 0.25

segundos.

11.4. Resultados

Las gráficas tiempo-corriente en donde se muestran los ajustes necesarios para cada uno de

los equipos de protección contra sobrecorrientes, así como la coordinación con los equipos aguas

arriba se muestran en el anexo 5.

66


Como se puede notar de las gráficas del anexo 5, en efecto es posible la coordinación

selectiva de los equipos de protección de la subestación, sin embargo, y debido a que un estudio

de coordinación de protecciones no es un estudio que se estile hacer durante una ingeniería

básica, se recomienda que una vez que se tengan bien definidos todas las cargas a ser

alimentadas a través de la subestación, sus métodos de arranque, etc. Este estudio se vuelva a

realizar, en aras de obtener una coordinación confiable de los equipos de protección.

67

CAPITULO 12

DISEÑO DE LA MALLA DE TIERRA

12.1. Introducción

El correcto diseño de una malla de tierra es de gran importancia no solo para la operación

sistema eléctrico, sino también para garantizar la integridad física de las personas que se

encuentren en las inmediaciones de la subestación. El objetivo básico de la malla de tierra es

garantizar que las tensiones de paso y de toque dentro de los límites de la subestación a las que

serán expuestas las personas en caso de una falla sean tolerables y evitar graves lesiones a las

mismas, así como también el garantizar que los neutros y todas las partes metálicas asociadas a

la planta se encuentran al mismo potencial.

En el siguiente capítulo se muestran el diseño logrado para la malla de puesta a tierra de la

subestación SERVICIOS, las primeras secciones de este capítulo corresponden al cálculo un

cálculo manual estimado de la malla, y en la última parte del capítulo se muestra un cálculo un

tanto más exacto realizado con la ayuda del ETAP, para verificar que en efecto ambos diseños

realizados no difieren mucho uno del otro.

12.2. Niveles de cortocircuito en la subestación SERVICIOS

Para el diseño de la malla de puesta a tierra se utilizó un nivel de cortocircuito monofásico

de 4.7kA, el cual se presenta en el primario de los transformadores y corresponde al mayor

calculado dentro de los límites de la subestación.



• El cálculo de la malla se realizó tanto de forma manual como un utilizando el ETAP.

• Se realizaron los cálculos manuales guardando los rangos máximos para una persona de

70 kg.

68

• Se asumió una capa superficial de piedra picada en la subestación con un espesor ( Sh ) de

0.2 metros y con una resistividad ( Sρ ) de 3000 m/Ω .

• Se asumió la malla de puesta a tierra a una profundidad de ( h ) de 0.5 metros, y una

resistividad del terreno inferior ( ρ ) de 100 m/Ω , dato tomado de la norma IEEE 80-

2000 [17] debido a las características húmedas del terreno y basado el estudio de suelo

realizado en la zona.

• Se supuso un máximo tiempo de falla de 0.5 segundos, por este un tiempo típico de

despeje de las protecciones en PDVSA, además se asumió el tiempo de choque ( St ) igual

al tiempo de falla ( ft ) como el peor caso stt fS 5.0== .

• Se definió un factor de decremento de la corriente de falla ( fD ) de 1.026 que se

aproximó a 1, para un tiempo de falla de 0.5 segundos, según lo establecido por la norma

IEEE 80 – 2000 [17].

• El valor de la resistencia de la malla no será menor a 2 Ω, según lo establece la norma

PDVSA N – 201 [20].

12.4. Procedimiento para el cálculo manual de la malla

12.4.1. Cálculo de la longitud del conductor de malla

Se determinó la longitud total de los conductores enterrados de malla ( L ) tomando en

cuenta las dimensiones del terreno donde va a estar la subestación y el número de conductores

paralelos colocados en cada dirección.

La longitud ( L ) se calculó la siguiente fórmula geométrica:

YnXnL xy +=

Donde:

69

yn , xn Número de conductores paralelos a lo largo del eje Y y del eje X respectivamente, con

X , Y Largo y ancho de la sección mallada, con X=50m y Y=30m. Resultando la longitud total del conductor para la malla ( L ) en 480 metros con un área mallada

( A ) de 1500 2m .

12.4.2. Cálculo estimado de la resistencia de la malla

Se determinó la resistencia de la malla de puesta a tierra remota ( gR ) para profundidades

de la malla entre 0.25 y 2.5 metros, haciendo uso de la fórmula de Sverak, ecuación 52 de la

norma IEEE 80 [17] mostrada a continuación:

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

+++=

AhAL

Rg 201

11.20

11.ρ

Donde: A Área de la malla de tierra de 1500 2m ρ Resistividad del terreno 100 Ω.m. h Profundidad de la malla de tierra 0.5 m. Resultando una malla de puesta a tierra con una resistencia aproximada de Ω= 33.1gR .

12.4.3. Cálculo del conductor de la malla

Para el cálculo de la sección del conductor de malla de tierra se utilizaron los datos

contenidos en la norma IEEE 80-2000 [17] y la fórmula para el cálculo del calibre mínimo del

conductor de malla que aparece en el capítulo 11:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++

=−

ao

mo

rrc TKTK

tTCAP

IA

ln..10. 4

ρα

Donde:

70

I Corriente de falla RMS de 4.6 >< kA 2mm

A Sección mínima del conductor en 2mm

mT Temperatura máxima permisible de 1083 Co

aT Temperatura ambiente de 40 Co

rT Temperatura de referencia del material de 20 Co rα Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de

referencia (20 Co ) de 0.00393 Co/1 rρ Resistividad del conductor de tierra a la temperatura de

referencia (20 Co ) de 1.72 cm−Ωμ

oK Se define como oα/1 con un valor de 234 Co

ct Tiempo de duración de la corriente de falla de 0.5 segundos. TCAP Factor de capacidad térmica del material de 3.42 CcmJ o./ 3

Obteniéndose una sección transversal mínima para el conductor de la malla de tierra de

11.54 2mm , lo cual implicaría un calibre AWG #6, pero tomando en consideración las prácticas

adoptadas por PDVSA para la puesta a tierra de subestaciones se recomendó el uso de calibre

mínimo exigido 2/0 AWG [20], de sección transversal de 67.4 2mm .

12.4.4. Cálculo del factor de atenuación de la capa superficial del terreno

Como para la subestación en estudio se planteó colocar una capa superficial de piedra

picada para incrementar las tensiones de paso y de toque permisibles, es necesario el cálculo del

factor de atenuación SC debido a esta capa superficial.

La fórmula que se utilizó para el cálculo de SC se encuentra en el capítulo 7 de la norma IEEE

80-2000 [17], y se muestra a continuación:

09.0.2

109.01

+

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−=S

SS h

Cρρ

Donde:

Sh Espesor de la capa de piedra picada de 0.2 m ρ Resistividad de la segunda capa de suelo de 100 m.Ω

71

Sρ Resistividad de la capa de piedra picada de 3000 m.Ω Luego, se obtuvo un valor para el factor de corrección debido a la capa de piedra de 0.82.

12.4.5. Cálculo de las tensiones máximas de paso y de toque

A continuación se calcularán las tensiones máximas de toque y de paso que pueden ser

soportadas por una persona de 70 kg con la configuración de terreno presentada a continuación:

Ilustración 16. Configuración del terreno considerada para el diseño de la malla de tierra

Las tensiones máximas de paso y de toque se calcularon a partir de las ecuaciones

presentadas en el capítulo 8 de la norma IEEE 80-2000 [17]:

( )S

SSPASO tCE 157.061000 ρ+=

( )S

SSTOQUE tCE 157.05.11000 ρ+=

En donde:

St Duración de la corriente de falla de 0.5 s

Sρ Resistividad de la capa de piedra picada de 3000 m.Ω

SC Factor de reducción debido a la capa de piedra picada de 0.82.

72

Obteniéndose una tensión de paso permisible de 3499.21 V y una tensión de toque

permisible de 1041.32V .

12.4.6. Cálculo de la tensión de toque de la malla

Luego de realizar el diseño de la malla para la subestación debemos verificar que la

tensión de toque no supere el valor calculado permisible. Para el cálculo de la tensión de toque se

estudió la tensión en las esquinas de la malla por dar en estos puntos el valor más alto.

En el capítulo 16 de la norma IEEE 80-2000 [17] se presenta la siguiente fórmula:

m

Gimm L

IKKE ...ρ=

Donde:

mK Factor de geometría de 0.91

iK Factor de corrección por geometría en forma de malla de 1.705

GI Corriente máxima de falla de 3.17 kA ρ Resistividad del suelo de 100 m.Ω

mL Longitud efectiva de conductores enterrados de 501.61 m Con:

( )( )

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

++⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

++=

−

12.8ln

1

2.4..8

.2..16

ln.21

222

nhh

nd

hdDhD

dhDK

o

n

m ππ

nKi .172.0656.0 +=

Donde: n Factor geométrico producto de an , bn , cn , dn con valor de 6.1 h Profundidad de la malla de 0.5 m

oh Referencia de la profundidad de la malla de 1 m d Diámetro del conductor de tierra de 0.012 m D Espacio entre conductores paralelos de 10 m

73

Resultando una tensión de toque en las esquinas de la malla de 980.52 V .

12.4.7. Cálculo de la tensión de paso de la malla

Para determinar la tensión de paso que se obtiene con el diseño de malla presentado se

utilizó la siguiente fórmula tomada del capítulo 16 la norma IEEE 80 – 2000 [17]:

S

Giss L

IKKE

...ρ=

Donde:

SK Factor de geometría de 0.37

iK Factor de corrección por geometría en forma de malla de 1.705

GI Corriente máxima de malla de 3.17 kA ρ Resistividad del suelo de 100 m.Ω

SL Longitud efectiva de conductores enterrados de 370.2 m Con:

( )⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −+

++= −25.0111

211 n

S DhDhK

π

nKi 172.0656.0 +=

Donde: n Factor geométrico producto de an , bn , cn , dn con valor de 6.1 h Profundidad de la malla de 0.5 m

oh Referencia de la profundidad de la malla de 1 m d Diámetro del conductor de tierra de 0.012 m D Espacio entre conductores paralelos de 10 m Obteniéndose una tensión de paso de 539.90V.

74

12.4.8. Resultados obtenidos

En la tabla siguiente se muestran los resultados obtenidos de tensiones de toque, de paso

y valor de la resistencia a tierra remota:

Tensión de toque <V> Tensión de paso <V>

Permitida 1041.32 3499.21 Calculada 980.52 539.90

Tabla 30. Tensiones de paso y toque calculadas manualmente. La resistencia de la malla de tierra diseñada se estimó en: 1.33 Ω.

12.5. Cálculo de la malla de tierra con ETAP

A efectos de corroborar los cálculos hechos a mano y de obtener resultados un poco más

precisos se decidió realizar un diseño de la malla utilizando el ETAP.

12.5.1. Resultados obtenidos

Como consecuencia de un proceso iterativo y basado en los cálculos manuales ya

realizados se pudo lograr el siguiente diseño de malla de tierra, en los anexos digitales se muestra

el reporte de salida del ETAP:

Ilustración 17. Diseño de la malla realizada con el ETAP

75

Viendo la malla en perspectiva tenemos lo siguiente:

Ilustración 18. Vista en perspectiva de la malla de tierra

Debido a la configuración del terreno se calcularon las siguientes tensiones tolerables

para el cuerpo:

VEPASO 3509=

VETOQUE 8.1043=

Luego de realizar el diseño de la malla se procedió a simular como sería su

comportamiento ante una corriente de falla monofásica de 4.7 kA, de lo cual se obtuvieron los

siguientes resultados:

VEPASO 651=

VETOQUE 1.966= VGPR 7.5134=

Ω= 11.1gR A continuación se muestran los perfiles de potencial de la malla calculada:

76

Ilustración 19. Potencial de Paso

Ilustración 20. Potencial de Toque

77

Figure 1. Potencial absoluto de la malla

12.5.2. Recomendaciones

De acuerdo con todos los cálculos realizados en los puntos anteriores, se recomienda la

construcción de una malla rectangular 50 metros de largo por 30 metros de ancho, enterrada 0.5

metros y con una capa superficial de grava de espesor 0.2 metros. Dicha malla constará de 6

conductores horizontales tanto en el sentido X como en el sentido Y, además tendrá incorporadas

4 jabalinas en las cuatro esquinas de la misma.

Los conductores serán de cobre con un diámetro no menor al de un conductor de calibre

2/0 AWG según lo establece la normativa PDVSA N – 201 [20].

Se recomienda que el diseño planteado anteriormente sea revisado debido a

posibles modificaciones que se puedan dar debido a cambios en la resistividad del terreno

inferior al momento de obtener un estudio preciso de resistividad del suelo.

78

CAPITULO 13

DISEÑO Y DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN LA SUBESTACIÓN

13.1. Introducción

Una vez que se conocen todos los equipos que serán alimentados a través de la

subestación, y que se han realizado todos los estudios necesarios, es importante saber como será

la distribución de las gavetas de cada uno de los switchgears y centros de control de motores de

la S/E.

La disposición de cada una de las gavetas dependerá del tamaño de la protección asociada,

los sistemas de control implementados para cada uno de los motores y demás factores

constructivos que a su vez son muy dependientes del fabricante.

Para efectos de este estudio, todas las medidas fueron basadas en los catálogos equipos de

Cutler-Hammer y de Rockwell Automation. Específicamente la disposición de las gavetas del

switchgear y los centros de control de motores @ 0.48 kV fueron realizados con la ayuda de el

software CENTER ONE® desarrollado por la compañía Rockwell Automation. Mientras que el

switchgear @ 4.16 kV se realizó manualmente con la ayuda de catálogos impresos.

Una vez diseñados cada uno de los equipos es importante visualizar como será la

disposición de ellos dentro de la planta de la subestación, siempre cumpliendo con distancias

mínimas necesarias y exigidas por PDVSA.

13.2. Bases y criterios de diseño

Para el diseño y disposición de cada uno de los equipos de distribución de potencia se

plantearon las siguientes bases y criterios de diseño:

• Los transformadores de potencia serán colocados en la parte exterior de la subestación,

separados entre ellos y con la subestación por muros corta fuego con una capacidad de

resistir una hora de fuego continuo.

79

• Todos los muros corta fuego tendrán las mismas dimensiones. Los mismos deben

extenderse en la dirección vertical unos 60cm por sobre el nivel del transformador mas

alto, y en la dirección horizontal deben extenderse unos 30cm.

• Como se supone la colocación de un sistema contra incendio se permite que la distancia

entre los transformadores y la pared de la subestación sea menor a los 6m, tal y como

establece la norma PDVSA N-252 [21].

• Las distancias entre los transformadores de potencia fueron basadas en la norma NFPA

850 [19], en la se establecen las distancias mínimas sin la utilización de los muros

cortafuego que se muestran continuación:

Capacidad de aceite del TRX Separación mínima sin muro cortafuego

>< galones >< litros >< pies >< metros

< 500 < 1890 500 - 5000 1890 - 18925 25 7.6

> 5000 > 18925 50 15 Tabla 31. Separaciones mínimas entre transformadores de potencia.

• La disposición de las celdas o gavetas correspondientes a motores en el switchgear de

media tensión serán instaladas con la configuración 2-HIGH ó dos motores por columna,

lo cual es permitido por la norma PDVSA N-252 [21] pero con previa autorización del

cliente.

• Los interruptores principales de llegada a cada una de las secciones del los switchgears

tanto de media como de baja tensión serán colocados a ambos lados del interruptor

automático de transferencia correspondiente.

• Los bancos de condensadores para cada una de las secciones serán ubicados en los

extremos más lejanos del switchgear.

• Los espacios de reserva para el switchgear de 4.16 kV serán colocados previo a la

colocación de los bancos de compensación.

80

• Los espacios de reserva para el switchgear y los centros de control de motores de baja

tensión serán colocados en la parte superior de cada una de las columnas.

• Las columnas de llegada de los alimentadores para cada uno de los centros de control de

motores se colocó en el extremo derecho en aras de estandarizar el diseño.

• En lo correspondiente a la disposición de los equipos dentro de la subestación se

consideraron los puntos propuestos en la norma PDVSA N-201 [20], en lo concerniente

al diseño de pasillo común con todos los tableros alineados.

• Se consideraron las distancias mínimas exigidas por norma PDVSA N-201 [20]:

Instalación Separación mínima >< mm

Vertical, desde el equipo al techo o a la parte inferior de la viga del techo. 450

Tablero de potencia, frente al lado de operación. 1500

Tablero de potencia, desde cada extremo o lado de no operación. 750

Centros de control, frente al lado de operación. 1000

Centros de control, parte posterior (si no está instalado contra la pared o contra otro equipo

similar). 750

Centros de control, desde cada extremo (para equipos instalados individualmente). 750

Centros de control, desde un extremo (cuando dos equipos estén instalados extremo con extremo). 750

Tabla 32. Separaciones mínimas exigidas para los equipos dentro de la subestación.

81

13.3. Resultados

En el anexo 6 se muestran los planos con los diseños para cada uno de los switchgears y

centros de control de motores planteados en el diseño inicial, en cada plano es posible ver la

ubicación de la gaveta para los motores planteados y otros circuitos de importancia, de igual

forma se muestra el plano de planta con la ubicación de los mismos en su interior, en donde se

puede ver la ubicación seleccionada para los transformadores de potencia y las rutas elegidas

para cada uno de los ductos de barra.

A efectos de ilustrar como sería la distribución de los equipos en la subestación se decidió

elaborar una maqueta electrónica, en donde se pudiera dar una visión volumétrica del trabajo

realizado. A continuación se muestran algunas imágenes de la subestación luego de la

disposición de los equipos:

Ilustración 21. Vista aérea de la disposición interna de los equipos.

82

Ilustración 22. Vista aérea de la disposición de los equipos externos.

Ilustración 23. Vista interna de la disposición de los equipos.

83

CAPITULO 14

CONCLUSIONES Y RECOMENACIONES

14.1. Conclusiones

El presente trabajo de pasantía representó un primer acercamiento al campo laboral en el

ámbito de la ingeniería, en el cual se realizó el diseño a nivel de ingeniería básica de la

subestación eléctrica SERVICIOS, para la alimentación de la nueva planta de producción de

fertilizantes del Complejo Petroquímico de Morón. Tan importante como los estudios técnicos

descritos en los capítulos anteriores, lo fue este primer acercamiento al trabajo nivel de

consultoría, donde convergen un gran número de profesionales de todas las áreas con un fin

común, satisfacer los requerimientos del cliente bajo los más altos estándares de calidad y

confiabilidad.

Cada una de las actividades realizadas en este trabajo permitió, a pesar de tratarse de una

ingeniería básica, poner en práctica y consolidar conceptos técnicos de mucho valor ingenieril,

entre los cuales se pueden resaltar el estudio de los niveles de cortocircuito y el cálculo de la

malla de tierra, los cuales pueden llegar bastante abstractos.

Se pudo comprender la importancia que tiene una ingeniería básica dentro del proceso de

diseño eléctrico, como una primera aproximación a lo que podría ser el producto final.

Durante el tiempo de duración de esta pasantía se pudo observar la importancia del uso de

las herramientas computacionales orientadas al diseño eléctrico, de las cuales merece resaltarse

el ETAP, ya que representa una herramienta muy completa y cuyos métodos de cálculo están

sujetos a las normativas internacionales. Otro de los programas que sirvió de mucho apoyo fue el

AUTOCAD debido a su gran facilidad para realizar dibujos técnicos.

84


Entre las recomendaciones generales más resaltantes extraídas de este trabajo están:

• Es importante realizar una investigación de las normativas recomendadas o exigidas por

el cliente, relacionadas con las actividades a realizar, a efectos de lograr un buen diseño y

la satisfacción del cliente.

• Consultar y discutir con los ingenieros expertos en el área de interés, no solo electricidad,

acerca de cuales son los mejores métodos, técnicas y suposiciones que pueden ser

tomadas para la realización de ciertas actividades en las cuales se puedan presentar dudas.

• Para la realización del diseño eléctrico se recomienda la familiarización por parte de los

ingenieros de proyectos y pasantes del área, con programas especializados como el

ETAP, debido a su ya conocida potencia al momento de simular calcular sistemas

eléctricos de potencia. También son de gran utilidad programas de dibujo asistido por

computadora como el AUTOCAD.

• La actualización constante de la información manejada dentro del proyecto, como puede

ser por ejemplo la introducción o salida de cargas, lo cual podría afectar de forma

considerable los resultados de los estudios realizados.

85

CAPITULO 15

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] ANSI C37.06 - 2000 “AC High Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis Preferred Ratings and Related Required Capabilities”

[2] ANSI C37.16 - 2000

“Low-Voltage Power Circuit Protectors - Preferred Ratings, Related Requirements, and Application Recommendations”

[3] ANSI C84.1 - 1995

“American National Standard for Electrical Power Systems and Equipments (60Hz)” [4] ANSI C57.12.10 - 1997

“Transformers - 230 kV and Below 833/958 Through 8333/10 417 kVA, Single-Phase and 750/862 Through 60 000/ 80 000/100 000 kVA, Three-Phase Without Load Tap Changing; and 3750/ 4687 Through 60 000/ 80 000/100 000 kVA with Load Tap Changing”

[5] ANSI C37.20.1 - 2002

“Standard for Metal-Enclosed Switchgear” [6] ANSI C37.20.2 - 2002

“Standard for Metal-Clad Switchgear” [7] Aller, Jose Manuel “Máquinas Eléctricas Rotativas: Introducción a la Teoría General ” [8] CODELECTRA “Código Eléctrico Nacional CEN – 2004” [9] Grainger, J; Stevenson, W “Análisis de Sistemas de Potencia”, Ed. Mc Graw Hill, 1996, México. [10] IEEE 399 - 1997

“IEEE Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems Analysis” (IEEE Brown Book)

[11] IEEE Std. C37.96 - 2000

“IEEE Guide For AC Motor Protection” [12] IEEE Std. 979 - 1994

“IEEE Guide For Substation Fire Protection”

86

[13] IEEE 141 - 1993 “IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants” (IEEE Red Book)

[14] IEEE C37.04 - 1979

“IEEE Standard Rating Structure for AC High-Voltage Circuit Breaker Rated on a Symmetrical Current Basis”

[15] IEEE C37.13 - 1990 “Standard for Low Voltage AC Power Circuit Breakers Used in Enclosures” [16] IEEE C37.010 - 1999

“Application Guide for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on Symmetrical Current Basis (ANSI)”

[17] IEEE 80 - 2000 “IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding” [18] NEMA MG1 - 2002

“Information Guide for General Purpose Industrial AC Small and Medium Squirrel-Cage Induction Motors”

[19] NFPA 850 - 2005

“Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Stations”

[20] PDVSA N-201 - 1994

“Obras Eléctricas.” [21] PDVSA N-252 - 1996

“General Specification for Electrical Engineering Design” [22] PDVSA 90619.1.050 - 1993

“Análisis de Cargas” [23] PDVSA 90619.1.057 - 1993

“Selección de Cables” [24] PDVSA 90619.1.053 - 1993 “Subestaciones Unitarias” [25] PIP ELCGL01 - 2002 “Electrical Design Criteria”

Documents

Ingenieria Conceptual Para Una Subestacion Electrica Industrial de Servicio a Una Planta de Fertilizantes