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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:
MASSIMO DANIELE PENZO SCARINGELLA
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:
MASSIMO DANIELE PENZO SCARINGELLA
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
Entre los servicios que ofrece están:
• 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.
Entre los servicios que ofrece están:
• 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.
Entre los servicios que ofrece están:
• 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
GERENCIA CTRL. GESTIÓN
GERENCIA DEFINANZAS
GERENCIA LEGAL
GERENCIA DE RECURSOSHUMANOS
GERENCIA DES. GERENCIALES
GERENCIA DE CALIDAD Y S.H.A.
GERENCIA ADMINISTRACIÓNDE CONTRATOS
GERENCIA PLANIFICACIÓN
Y CONTROL
GERENCIA DE PROCURA
VP COMERCIAL
VP MERCADO INTERNACIONAL
VP MERCADO NACIONAL
GERENCIA DE DPTO. DE CIVIL
GERENCIA DE DPTO. DE
ELECTRICIDAD
GERENCIA DE DPTO. DE
INSTRUMENTACIÓN
GERENCIA DE DPTO. DE
MECÁNICA
GERENCIA DE DPTO. DE PROCESOS
GERENCIA DE DPTO. DE
ESTRUCTURAS
GERENCIA DE DPTO. DE
PROD. GRÁFICA
GERENCIA DE DPTO.
DE AMBIENTE
JUNTA DIRECTIVAY&V INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN
PRESIDENTE EJECUTIVO
GERENCIA DE PROYECTO
GERENCIA DE PROYECTO
GERENCIA DE PROYECTO
GERENCIA DE PROYECTO
GERENCIA DE PROYECTO
GERENCIA DE PROYECTO
GERENCIA DE PROYECTO
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
Demanda Potencia <kVA>Demanda Continua 5333.20
Demanda Pico 5797.33 Máxima carga conectada 9974.48
20
5.3.3. Switchgear SS3-SWGR-201A @ 0.48 kV
Demanda Potencia <kVA>Demanda Continua 879.86
Demanda Pico 879.86 Máxima carga conectada 875.36
5.3.4. Centro de Control de Motores de Emergencia SS3-EMCC-201 @ 0.48 kV
Demanda Potencia <kVA>Demanda Continua 200.00
Demanda Pico 204.52 Máxima carga conectada 255.12
5.3.5. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201A1 @ 0.48 kV
Demanda Potencia <kVA>Demanda Continua 302.33
Demanda Pico 337.98 Máxima carga conectada 658.51
5.3.6. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201A2 @ 0.48 kV
Demanda Potencia <kVA>Demanda Continua 102.42
Demanda Pico 126.16 Máxima carga conectada 339.82
5.3.7. Switchgear SS3-SWGR-201B @ 0.48 kV
Demanda Potencia <kVA>Demanda Continua 595.5
Demanda Pico 595.5 Máxima carga conectada 595.5
21
5.3.8. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201B1 @ 0.48 kV
Demanda Potencia <kVA>Demanda Continua 307.44
Demanda Pico 318.85 Máxima carga conectada 421.61
5.3.9. Centro de Control de Motores SS3-MCC-201B2 @ 0.48 kV
Demanda Potencia <kVA>Demanda Continua 210.68
Demanda Pico 218.35 Máxima carga conectada 287.43
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.
6.4. Bases y premisas
Las siguientes bases y premisas fueron establecidas para el desarrollo de este estudio:
• 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-SWGR-201A 0.48 kV
SS3-EMCC-2010.48 kV
SS3-MCC-201A2 0.48 kV
SS3-MCC-201A10.48 kV
SS3-MCC-201B10.48 kV
SS3-MCC-201B20.48 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
SS3-SWGR-101A 4.16 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.
Ilustración 9. Configuración #2 para el estudio de flujo de carga
27
6.5.3. Caso 3: Condición de Emergencia #2
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.
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 0.48 kV.
Ilustración 10. Configuración #3 para el estudio de flujo de carga
28
6.5.4. Caso 4: Condición de Emergencia #3
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-SWGR-101A 4.16 kV
SS3-SWGR-201A 0.48 kV
SS3-EMCC-2010.48 kV
SS3-MCC-201A2 0.48 kV
SS3-MCC-201A10.48 kV
SS3-MCC-201B10.48 kV
SS3-MCC-201B20.48 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
SS3-SWGR-101A 4.16 kV
CAP 1 CAP 2 CAP 3 CAP 4
Ilustración 11. Configuración #4 para el estudio de flujo de carga
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
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 13.36 5.52 14.455 92.4 2055 97.618 SS3-SWGR-101B 13.36 5.52 14.455 92.4 2055 97.618 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 4. Resultados del flujo de carga para el caso 2. Caso 3: Condición de emergencia #2
Equipo Potencia <MW>
Potencia <MVAr>
Potencia <MVA>
Factor de potencia <%>
Corriente <A>
Voltaje <%>
SS3-EMCC-201 0.17 0.10 0.197 85.2 240 97.246 SS3-MCC-201A1 0.31 0.15 0.344 90.1 425 97.161 SS3-MCC-201A2 0.11 0.06 0.125 88.5 160 97.126 SS3-MCC-201B1 0.35 0.16 0.385 90.8 480 97.182 SS3-MCC-201B2 0.24 0.12 0.268 90.3 332 97.174 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 1.39 0.72 1.565 88.8 1937 97.384 SS3-SWGR-201B 1.39 0.72 1.565 88.8 1937 97.384
Tabla 5. Resultados del flujo de carga para el caso 3.
30
Caso 4: Condición de emergencia #3
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 98.475 SS3-MCC-201A1 0.31 0.15 0.344 90.1 418 98.685 SS3-MCC-201A2 0.11 0.06 0.125 88.5 157 98.650 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 0.59 0.31 0.666 88.3 812 98.903 SS3-SWGR-201B 0.64 0.31 0.711 90.2 861 98.910
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.
Condición de emergencia #2
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 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.
Condición de emergencia #3
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].
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.
6.8. Recomendaciones
• 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.
7.2. Bases y premisas
Las siguientes bases y premisas fueron establecidas para el desarrollo de este estudio:
• 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
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 98.552 SS3-MCC-201A1 0.31 0.15 0.344 90.1 419 98.470 SS3-MCC-201A2 0.11 0.06 0.125 88.5 157 98.435 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 0.37 0.845 90.0 1024 98.689 SS3-SWGR-201B 0.64 0.31 0.711 90.2 861 98.910
Tabla 8. Resultados del flujo de carga para el caso 1. Caso 2: Condición de emergencia #1
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 98.552 SS3-MCC-201A1 0.31 0.15 0.344 90.1 419 98.470 SS3-MCC-201A2 0.11 0.06 0.125 88.5 157 98.435 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 13.36 3.59 13.834 96.6 1952 98.325 SS3-SWGR-101B 13.36 3.59 13.834 96.6 1952 98.325 SS3-SWGR-201A 0.76 0.37 0.845 90.0 1024 98.689 SS3-SWGR-201B 0.64 0.31 0.711 90.2 861 98.910
Tabla 9. Resultados del flujo de carga para el caso 2. Caso 3: Condición de emergencia #2
Equipo Potencia <MW>
Potencia <MVAr>
Potencia <MVA>
Factor de potencia <%>
Corriente <A>
Voltaje <%>
SS3-EMCC-201 0.17 0.10 0.197 85.2 239 97.390 SS3-MCC-201A1 0.31 0.15 0.344 90.1 424 97.306 SS3-MCC-201A2 0.11 0.06 0.125 88.5 159 97.271 SS3-MCC-201B1 0.35 0.16 0.385 90.8 479 97.326 SS3-MCC-201B2 0.24 0.12 0.268 90.3 331 97.319 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 1.39 0.67 1.543 90.1 1908 97.528 SS3-SWGR-201B 1.39 0.67 1.543 90.1 1908 97.528
Tabla 10. Resultados del flujo de carga para el caso 3.
36
Caso 4: Condición de emergencia #3
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 98.475 SS3-MCC-201A1 0.31 0.15 0.344 90.1 417 98.830 SS3-MCC-201A2 0.11 0.06 0.125 88.5 157 98.795 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 0.59 0.26 0.645 91.3 785 99.048 SS3-SWGR-201B 0.64 0.31 0.711 90.2 861 98.910
Tabla 11. Resultados del flujo de carga para el caso 4.
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.
7.5. Recomendaciones
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
7.5.2. Caso 2: Condición de Emergencia #1
Capacidad de compensación mínima <kVAr>
CAP 1 1000 CAP 2 1000 CAP 3 50 CAP 4 0
7.5.3. Caso 3: Condición de Emergencia #2
Capacidad de compensación mínima <kVAr>
CAP 1 0 CAP 2 0 CAP 3 50 CAP 4 0
7.5.4. Caso 4: Condición de Emergencia #3
Capacidad de compensación mínima <kVAr>
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.
8.4. Bases y premisas
Las siguientes bases y premisas fueron establecidas para el desarrollo de este estudio:
• 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
8.5. Casos de estudio
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-SWGR-101A 4.16 kV
SS3-SWGR-201A 0.48 kV
SS3-EMCC-2010.48 kV
SS3-MCC-201A2 0.48 kV
SS3-MCC-201A10.48 kV
SS3-MCC-201B10.48 kV
SS3-MCC-201B20.48 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
SS3-SWGR-101A 4.16 kV
CAP 1 CAP 2 CAP 3 CAP 4
Ilustración 12. Configuración #1 para estudio de cortocircuito
42
8.5.2. 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 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.
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.
Ilustración 13. Configuración #2 para estudio de cortocircuito
43
8.5.3. Caso 3: Condición de emergencia #2
Este caso es muy similar al anterior con la 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. 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.
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.
Ilustración 14. Configuración #3 para estudio de cortocircuito
44
8.5.4. Caso 4: Condición de emergencia #3
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-SWGR-101A 4.16 kV
SS3-SWGR-201A 0.48 kV
SS3-EMCC-2010.48 kV
SS3-MCC-201A2 0.48 kV
SS3-MCC-201A10.48 kV
SS3-MCC-201B10.48 kV
SS3-MCC-201B20.48 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
SS3-SWGR-101A 4.16 kV
CAP 1 CAP 2 CAP 3 CAP 4
Ilustración 15. Configuración #4 para estudio de cortocircuito
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.
8.6.2. Caso 2: Condición de emergencia #1
Cortocircuitos trifásicos:
Barra fallada ½ Ciclo <kASymm> 1.5-4 Ciclos <kASymm> SS3-SWGR-101A 48.0 42.1 SS3-SWGR-101B 48.0 42.1 SS3-SWGR-201A 45.0 45.0 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 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
Tabla 16. Niveles de CC monofásicos para el caso 2.
8.6.3. Caso 3: Condición de emergencia #2
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 49.2 49.2 SS3-SWGR-201B 49.2 49.2 SS3-MCC-201A2 32.2 32.2 SS3-MCC-201A1 39.8 39.8 SS3-MCC-201B1 40.8 40.8 SS3-MCC-201B2 38.9 38.9 SS3-EMCC-201 40.4 40.4
Tabla 17. Niveles de CC trifásicos para el caso 3. Cortocircuitos monofásicos:
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
Tabla 18. Niveles de CC monofásicos para el caso 3.
47
8.6.4. Caso 4: Condición de emergencia #3
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 44.0 44.0 SS3-SWGR-201B 44.9 44.9 SS3-MCC-201A2 30.3 30.3 SS3-MCC-201A1 36.4 36.4 SS3-MCC-201B1 37.9 37.9 SS3-MCC-201B2 36.3 36.3 SS3-EMCC-201 13.0 13.0
Tabla 19. Niveles de CC trifásicos para el caso 4. 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 20. Niveles de CC monofásicos para el caso 4.
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%.
• La mayor sobretensión causada por fallas monofásicas en el sistema de 4.16 kV es de
160.23%, lo cual implica un sistema no efectivamente puesto a tierra.
• La mayor sobretensión causada por fallas monofásicas en el sistema de 0.48 kV es de
100.30%, la cual por no ser mayor al 140% implica un sistema efectivamente puesto a
tierra.
8.8. Recomendaciones
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.
9.3. Bases y premisas
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.
9.4. Casos de estudio
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.
9.4.2. Caso de arranque #2
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.
9.4.3. Caso de arranque #3
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.
9.4.4. Caso de arranque #4
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%.
En lo que respecta al caso de arranque #2, 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 91.51%, mientras que la tensión en los bornes del motor
estaba en 90.09%. Posterior a los 5 segundos de arranque la tensión en el switchgear subió a
97.83% y en los bornes del motor a 97.63%. Una vez arrancado el motor en espera se procedió al
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%.
En lo que respecta al caso de arranque #3, 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 96.63%, mientras que la tensión en los bornes del motor
estaba en 95.3%. Posterior a los 5 segundos de arranque la tensión en el switchgear subió a
98.21% y en los bornes del motor a 97.84%. Una vez arrancado el motor en espera se procedió al
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.
9.7. Recomendaciones
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.
10.2. Bases y premisas
Las siguientes bases y premisas fueron establecidas para el desarrollo de este estudio:
• 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.
10.6. Recomendaciones
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.
11.2. Bases y premisas
Las siguientes bases y premisas fueron establecidas para el desarrollo de este estudio:
• 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
11.5. Recomendaciones
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.
12.3. Bases y premisas
Las siguientes bases y premisas fueron establecidas para el desarrollo de este estudio:
• 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.
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14.2. Recomendaciones
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.
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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
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[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
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[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”