universidad simón bolívar coordinación de ingeniería eléctrica
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA INGENIERIA BASICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA DE DESALACION-DESHIDRATACION EPM-2, PDVSA. POR: TOMAS RAFAEL TERAN GARCIA INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA Sartenejas, Mayo 2007 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA INGENIERIA BASICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA DE DESALACION-DESHIDRATACION EPM-2, PDVSA. POR: TOMAS RAFAEL TERAN GARCIA TUTOR ACADÉMICO: ING. LUIS OCQUE TUTOR INDUSTRIAL: ANIS MOUCHARRAFIEH/EDGAR GONZALES INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA Sartenejas, Mayo 2007 INGENIERIA BASICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA DE DESALACION-DESHIDRATACION EPM-2, PDVSA. POR: TOMAS RAFAEL TERAN GARCIA RESUMEN Este informe final tiene como objetivo principal presentar los criterios de diseño y las especificaciones técnicas usadas en la Ingeniería Básica de las instalaciones eléctricas que suplirán de energía a la Planta de Desalación y Deshidratación de PDVSA, EPM-2, ubicada en el Distrito Social Morichal del Estado Monagas. Esta planta es la segunda etapa de la ya existente Estación Principal Morichal 1, EPM-1, y además forma parte de la política de incremento en la producción de crudo que tiene estipulada la estatal petrolera para los próximos años. Se realizaron una serie de documentos, especificaciones, planos, así como también el análisis de un estudio de carga, de un estudio de niveles de cortocircuito, un estudio de flujo de carga y lista de cargas usando el programa computacional ETAP y tabulaciones especiales en formato de Excel. Tomando como base del diseño al Manual de Procedimientos Operativos de JANTESA y las Normas PDVSA en el apartado de Manual de Ingeniería de Diseño, Volumen 4I y 4-II, que corresponden al área de Electricidad. La estimación de la carga asumida en un principio para el proyecto, tomando en cuenta todo el proceso de Desalación y Deshidratación que se le realiza al crudo a lo largo de los dos módulos de producción así como también lo que demanden las áreas de los servicios que poseerá toda la planta, estuvo alrededor de los 15 MVA. Los posteriores estudios, inclusión de nuevas cargas y el análisis de estos nuevos escenarios demostraron que este valor esta por debajo del valor final que se obtuvo como resultado, ubicado en el orden de los 20 MVA. iii AGRADECIMIENTOS iv DEDICATORIA v ÍNDICE GENERAL RESUMEN III AGRADECIMIENTOS IV DEDICATORIA V ÍNDICE GENERAL VI ÍNDICE DE FIGURAS XIII ÍNDICE DE TABLAS XIV TABLA DE ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS XVI CAPÍTULO I 18 INTRODUCCIÓN 18 CAPÍTULO II 20 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA 20 ESTRUCTURA CORPORATIVA DE LA EMPRESA 22 CAPÍTULO III 23 IDENTIFICACIÓN DEL PROYECTO 23 3.1 OBJETIVO DEL PROYECTO 23 3.2 ALCANCE DEL PROYECTO 23 3.3 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO PLANTA DE DESALACION Y DESHIDRATACION “EPM-2” 24 3.3.1 UBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES 25 3.3.2 CONDICIONES METEOROLÓGICAS DE LA ZONA 26 3.3.3 PROCESO PROPUESTO PARA LA PLANTA EPM-2 27 3.3.4 ESPECIFICACIONES DE LA ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA PARA LA PLANTA EPM-2 30 3.3.5 ESQUEMA DE TRABAJO 30 3.4 CODIGOS Y ESTANDARES USADOS PARA EL DESARROLLO DE LA INGENIERIA BÁSICA 31 3.4.1 NORMAS PDVSA. MANUAL DE INGENIERÍA DE DISEÑO 32 3.4.2 NORMAS COVENIN Y CADAFE 33 3.4.3 NORMAS INTERNACIONALES 33 CAPÍTULO IV 35 vi MARCO TEÓRICO 35 CAPÍTULO V 44 BASES PARA EL DISEÑO DE LA INGENIERÍA BÁSICA 44 CAPÍTULO VI 48 METODOLOGÍA DE DISEÑO DE LA INGENIERÍA BÁSICA 48 6.1 SELECCIÓN DEL ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA “EPM-2” 49 6.2 ESTUDIO DE CARGA 53 6.2.1 METODOLOGÍA DEL ESTUDIO DE CARGA 55 6.2.2 PARÁMETROS Y CONSIDERACIONES DEL ESTUDIO DE CARGA 56 6.2.3 ESCENARIOS DEL ESTUDIO DE CARGA 57 6.3 ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA 59 6.3.1 CRITERIOS DE CALIDAD DE SERVICIO 60 6.3.2 VARIACIONES DE TENSIÓN 61 6.3.3 DESCRIPCIÓN DEL MODELO DEL SISTEMA ELÉCTRICO BAJO ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA 62 6.3.4 ESCENARIOS DE SIMULACIÓN PARA EL ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA 62 6.3.4.1 CASO 1 (OPERACIÓN NORMAL) 62 6.3.4.2 CASO 2A (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR (T-12B-01) 34,5/4,16KV, 20/26 MVA 62 6.3.4.3 CASO 2B (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR (T-12B-02) 34,5/4,16KV, 20/26 MVA 63 6.3.4.4 CASO 3 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR T-12L-01; 4,16/0,48 KV; 1,5 MVA. 63 6.3.4.5 CASO 4 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR T-12B-03; 34,5/4,16 KV; 7,5 MVA. 63 6.3.4.6 CASO 5 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN LÍNEA AÉREA 34,5 KV, SUBESTACIÓN N° 3 – SUBESTACIÓN EPM-2 64 6.3.4.7 CASO 6 (OPERACIÓN EN VACÍO) PARA ESTE ESCENARIO SE PRESENTA EL SISTEMA OPERANDO EN VACÍO, ES DECIR TODAS LAS BARRAS ENERGIZADAS Y SIN NINGUNA CARGA CONECTADA 6.4 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO 64 64 vii 6.4.1 BASES DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO 65 6.4.2 DESCRIPCIÓN DEL MODELO DEL SISTEMA ELÉCTRICO BAJO ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO 66 6.4.3 ESCENARIOS DE SIMULACION DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO 66 6.4.3.1 CASO 1 – FALLA EN LAS BARRAS DEL SISTEMA – (ENLACE EN SW12B-01 A/B ABIERTO) 66 6.4.3.2 CASO 2 – FALLA EN LAS BARRAS DEL SISTEMA – (ENLACE EN SW12B-01 A/B CERRADO) 66 6.5 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS 67 6.6 RUTA DE LÍNEAS ELÉCTRICAS DE 34,5 KV 71 6.6.1 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 72 6.6.2 DISTANCIAS DE SEGURIDAD 73 6.7 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS 73 6.8 NIVELES DE VOLTAJE 74 6.9 EQUIPOS ELÉCTRICOS 75 6.9.1 TRANFORMADORES 76 6.9.1.1 TRANSFORMADORES TIPO PEDESTAL DE 4.16/ 0.28 KV (PAD MOUNTING) 76 6.9.1.2 TRANSFORMADORES DE POTENCIA 80 6.9.1.3 TRANSFORMADORES DEL TIPO SECO 84 6.9.2 CENTROS DE CONTROL DE MOTORES Y LOS CENTROS DE DISTRIBUCIÓN 85 6.9.2.1 CENTROS DE CONTROL DE MOTORES 85 6.9.2.2 CENTROS DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA 87 6.9.2.3 TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA DE LOS CENTRO DE CONTROL DE MOTORES Y CENTROS DE DISTRIBUCION DE POTENCIA 89 6.9.3 INTERRUPTORES 92 6.9.4 SECCIONADORES 92 6.9.5 SISTEMAS DE CORRIENTE CONTINUA DE 125 VCD 93 6.9.6 SISTEMAS INNINTERRUMPIBLES DE POTENCIA (UPS) 95 6.9.7 PARARRAYOS 97 viii 6.9.8 SISTEMA DE PROTECCIÓN Y MEDICIÓN 6.10 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA 97 98 6.11 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA DE 24 VCD 100 6.12 SISTEMA CONTRA INCENDIOS 101 6.12.1 GENERADOR DIESEL DE EMERGENCIA 103 CAPÍTULO VII 105 RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL DISEÑO 105 7.1 ANALISIS DE CARGA 105 7.1.1 RESULTADOS DEL ANALISIS DE CARGA 105 7.1.1.1 TRATAMIENTO DE AGUA DE PRODUCCIÓN TRENES 1 Y 2, CCM-12N- 03, 480V 105 7.1.1.2 TRATAMIENTO DE AGUA DE PRODUCCIÓN TRENES 3 Y 4, CCM-12N-04, 480 V 105 7.1.1.3 ÁREA DE SERVICIOS, CCM-12N-01, 480 V 105 7.1.1.4 ÁREA DE SERVICIOS, TRANSFORMADORES T-12L-07 Y T-12L-08, 4,16 / 0,48 KV 106 7.1.1.5 ÁREA DE SERVICIOS, SWITCHGEAR SW-12L-04, 4,16 KV 106 7.1.1.6 ÁREA DE SERVICIOS, TRANSFORMADORES T-12B-03 Y T-12B-04, 34,5 / 4,16 KV 106 7.1.1.7 SISTEMA CONTRA INCENDIO, TABLERO DE DISTRIBUCIÓN TD-11N-01, 480 V 107 7.1.1.8 SISTEMA CONTRA INCENDIO, TRANSFORMADOR T-11L-01, 4,16 / 0,48 V 107 7.1.1.9 SISTEMA CONTRA INCENDIO, GENERADOR G-11N-01, 480 V 108 7.1.1.10 SISTEMA CONTRA INCENDIO. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN TD-11L-01, 4,16 KV 108 7.1.1.11 SISTEMA CONTRA INCENDIO. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA, CDP-11L-01, 4,16 KV 108 7.1.1.12 SISTEMA CONTRA INCENDIO. TRANSFORMADORES T-11B-01 Y T-11B02, 34,5 / 4,16 KV 108 ix 7.1.1.13 MODULO 1, TREN 1. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP12N-01, 480 V 109 7.1.1.14 MODULO 1, TREN 2. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP12N-02, 480 V 109 7.1.1.15 MODULO 1, CCM-12N-02, 480 V 110 7.1.1.16 MODULO 1, TRANSFORMADORES T-12L-01 Y T-12L-02, 4,16 / 0,48 KV 110 7.1.1.17 MODULO 1, SWITCHGEAR SW-12L-02, 4,16 KV 110 7.1.1.18 MODULO 2, TREN 1. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP12N-03, 480 V 111 7.1.1.19 MODULO 2, TREN 2. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP12N-04, 480 V 111 7.1.1.20 MODULO 2, CCM-12N-05, 480 V 111 7.1.1.21 MODULO 2, TRANSFORMADORES T-12L-03 Y T-12L- 04, 4,16 / 0,48 KV 112 7.1.1.22 MODULO 2, SWITCHGEAR SW-12L-03, 4,16 KV 112 7.1.1.23 AREA DE EDIFICACIONES, CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP-12N-06, 480 V 112 7.1.1.24 AREA DE EDIFICACIONES, TRANSFORMADOR T-12L-05, 4,16 / 0,48 KV 113 7.1.1.25 CARGAS ESENCIALES, CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP-12N-05, 480 V 113 7.1.1.26 CARGAS ESENCIALES, TRANSFORMADOR T-12L-06, 4,16 / 0,48 KV 113 7.1.1.27 S/E ELÉCTRICA EPM-2, 4,16 KV, SWITCHGEAR SW-12L-01 114 7.1.1.28 TRANSFORMADORES T-12B-01 Y T-12B-02, 34,5 / 4,16 KV 114 7.1.1.29 S/E ELÉCTRICA 34,5 KV, SW-12B-01 114 7.1.2 ANALISIS DEL ESTUDIO DE CARGA 7.2 ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA 115 116 7.2.1 RESULTADOS DEL ESTUDIO FLUJO DE CARGA 7.2.1.1 CASO 1 (OPERACIÓN NORMAL) – CONFIGURACIÓN EN 13,8 KV x 116 116 7.2.1.2 CASO 2A (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR (T-12B-01) 34,5/4,16KV, 20/26 MVA 117 7.2.1.3 CASO 2B (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR (T-12B-02) 34,5/4,16KV, 20/26 MVA 118 7.2.1.4 CASO 3 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR T-12L-01; 4,16/0,48 KV; 1,5 MVA 119 7.2.1.5 CASO 4 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR T-12B-03; 34,5/4,16 KV; 7,5 MVA 120 7.2.1.6 CASO 5 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN LÍNEA AÉREA 34,5 KV, SUBESTACIÓN N° 3 – SUBESTACIÓN EPM-2 121 7.2.1.7 CASO 6 (OPERACIÓN EN VACÍO) PARA ESTE ESCENARIO SE PRESENTA EL SISTEMA OPERANDO EN VACÍO, ES DECIR TODAS LAS BARRAS ENERGIZADAS Y SIN NINGUNA CARGA CONECTADA 7.2.2 ANALISIS DEL ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA 7.3 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO 122 123 124 7.3.1 RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO 124 7.3.1.1 CASO 1 - FALLA EN LAS BARRAS DEL SISTEMA – (ENLACE EN SW-12B01 A/B ABIERTO) 124 7.3.1.2 CASO 2 – FALLA EN LAS BARRAS DEL SISTEMA – (ENLACE EN SW12B-01 A/B CERRADO) 125 7.3.2 ANALISIS DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO 126 CAPÍTULO VIII 128 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 128 CAPÍTULO IX 131 BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA 131 BIBLIOGRAFÍA WEB CONSULTADA 136 APÉNDICE A ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. A.1 PLOT PLAN ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. A.2 RUTEO DE LÍNEA ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. A.3 PLANO DE SIMBOLOGÍA ELÉCTRICA ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. A.4 DIAGRAMAS UNIFILARES DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN ¡ERROR! MARCADOR xi NO DEFINIDO. A.5 PLANOS DE DISPOSICIÓN DE EQUIPOS ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. A.6 PLANOS DE CLASIFICACIÓN DE ÁREAS ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. APÉNDICE B ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. HOJA DE DATOS Y ESPECIFICACIÓN DE CARACTERISTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. B.1 TRANSFORMADORES ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. B.1.1 TRANSFORMADOR TIPO PAD MOUDTING ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. B.1.2 TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE 34,5 A 4,16 KV ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. B.1.3 TRANSFORMADOR TIPO SECO ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. B.2 CENTRO DE CONTROL DE MOTORES (CCM) ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. B.3 CENTROS DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA (CDP) ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. B.4 SISTEMAS INNITERRUMPIBLES DE POTENCIA (UPS) ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. B.5 GENERADOR DIESEL DE EMERGENCIA ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. B.6 SISTEMA DE INYECCIÓN DE ESPUMA Y BOMBA JOCKEY ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. APÉNDICE C ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. C.1 TABLAS DE ESTUDIO DE CARGA ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. C.2 TABLAS ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. C.3 TABLAS DE ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO DEFINIDO. xii ¡ERROR! MARCADOR NO ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA Nº 1. Esquema Propuesto Planta Deshidratación – Desalación EPM-2. [19] 29 FIGURA Nº 2. Sub-estación con Sistema de Alimentación Radial. [37] 50 FIGURA Nº 3. Sub-estación con Primario Selectivo. Alimentación Doble. [37] 51 FIGURA Nº 4. Sub-estación con Secundario Selectivo. Alimentación Doble. [37] 52 FIGURA Nº 5. Diagrama unifilar de una subestación con Secundario Selectivo con transferencia automática que tiene el inicio de la operación de transferencia desde la subestación fuente y con protección en el secundario del Transformador. [2] xiii 91 ÍNDICE DE TABLAS TABLA I. Coordenadas Geográficas de los vértices de Instalación de la Planta de Desalación y Deshidratación de la Estación Principal EPM-2. 26 TABLA II. Condiciones Meteorológicas de la zona de instalación de la Planta de Desalación y Deshidratación de la Estación Principal EPM-2. 26 TABLA III. Capacidades de corriente de la barra principal del CCM en Baja Tensión. 37 TABLA IV. Valores Nominales de Corto Circuito del CCM De Baja Tensión. 37 TABLA V. Capacidades de corriente de la barra principal del CDP en Media Tensión. 38 TABLA VI. Valores Límites de Tensión para Condiciones Normales. 61 TABLA VII. Valores Límites de Tensión para Condiciones de Contingencia. 61 TABLA VIII. Coordenadas Geográficas de los vértices de Instalación de la Planta de Desalación y Deshidratación de la Estación Principal EPM-2. 67 TABLA IX. Coordenadas Geográficas de los vértices de Instalación de la Sub-estación Eléctrica Principal Morichal Existente. 68 TABLA X. Capacidad de Cortocircuito de equipos de Subestación Eléctrica Nº 3. 68 TABLA XI. Valores Límites para Nivel de aislamiento transitorio. 72 TABLA XII. Identificación de Niveles de Tensión. 75 TABLA XIII. Temperaturas asociadas al tipo de Enfriamiento Natural (OA). 77 TABLA XIV. Temperaturas asociadas al tipo de Enfriamiento Natural (OA) y de Ventilación Forzada (FA). 81 TABLA XV. Las Sobretemperaturas máximas permisibles para terminaciones y mordazas de los Transformadores de Potencial. 81 TABLA XVI. Textos de identificación de alarmas. 84 TABLA XVII. Características Técnicas del Cargador Rectificador del Sistema de Corriente Continua de 125 Vdc. 94 TABLA XVIII. Características Técnicas del Banco de Baterías del Sistema de Corriente Continua de 125 Vdc. 95 xiv TABLA XIX. Características Técnicas del Tablero de Distribución del Sistema de Corriente Continua de 125 Vdc. 95 TABLA XX. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 1. 117 TABLA XXI. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 2A. 118 TABLA XXII. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 2B. 119 TABLA XXIII. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 3. 120 TABLA XXIV. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 4. 121 TABLA XXV. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 5. 122 TABLA XXVI. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 6. 123 TABLA XXVII. Niveles de Cortocircuito Caso 1 – Falla en las Barras del Sistema. Enlace SW12B-01 A/B abierto). 124 TABLA XXVIII. Niveles de Cortocircuito Caso 2 – Falla en las Barras del Sistema. Enlace SW12B-01 A/B cerrado). 125 xv TABLA DE ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS (OA/FA) ” A AL AT AWG BT C.A. CADAFE CCM CEN cm Cu F FCARGA FDEM FDIV Grd. HP Hz i I ICC IEEE IN kA kg kV kVA kW L mA m MCM, kCMIL mm Ø ºC º API ºF P R Aire forzado Pulgada Amperios Aluminio Alta Tensión American Wire Gauge (Sistema de Calibres Americano) Baja Tensión Compañía Anónima Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico Centro de Control de Motores Código Eléctrico Nacional Centímetros Cobre Fase Factor de Carga Factor de demanda Factor de diversidad Tierra Caballos de fuerza Frecuencia Corriente instantánea Corriente máxima Corriente de cortocircuito Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos Corriente nominal Kilo Ampere Kilogramos Kilo Voltios Kilo Voltio Ampere Kilo Vatios Longitud Mili Amperios Metros Mil Circular Mil Milímetros Diámetro Grados centígrados Grados API (Instituto de Petróleo Americano) Grados Farenheit Potencia instantánea Resistencia xvi T TEC THW TSG TTU V VA W X x ∆V ρ Período Torres de enfriamiento Tipo de aislante Tablero de servicios generales Tipo de aislante Voltios Voltio Ampere Vatios Reactancia Reactancia Caída de tensión Resistividad xvii CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN Como parte de su plan de negocios PETROLEOS DE VENEZUELA, S.A. (PDVSA), tiene contemplada la explotación de crudos extrapesados en áreas localizadas al sur del estado Monagas, en Venezuela. Es por ello, que el Distrito Social Morichal, en el marco de estas acciones, planea el desarrollo de una planta que permita obtener Crudo Mejorado Sintético, de mayor valor comercial, mediante la construcción del Proyecto “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2”, a través del cual, se estima una capacidad de procesamiento de 200 mil barriles por día (MBSPD) de crudo diluido de 16º API, utilizando los procesos de desalación y deshidratación del crudo extrapesado de 8,1° API, obtenido y trasladado originalmente desde la Faja Petrolífera del Orinoco. El diseño concerniente a las obras eléctricas de este Proyecto, se debe ajustar lo más posible a lo descrito en las normas del Manual de Ingeniera de Diseño elaborado por la estatal petrolera. Por eso, el alcance de este trabajo, basado en las normas antes mencionadas, está limitado al desarrollo de la Ingeniería Básica del Proyecto “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2”. Esta Ingeniería Básica se realiza, tomando en cuenta el diseño de las facilidades eléctricas para las unidades de procesos y los servicios de los sistemas que conformaran dicha planta. En este informe final de pasantía se presentan las bases y criterios de diseño que fueron consideradas durante la ejecución de la Ingeniería Básica para la infraestructura eléctrica correspondiente al Proyecto. Incluyéndose, además, estudio de carga y estudios de niveles de cortocircuito y de flujo de carga, usando el programa computacional ETAP® Versión 5.0.3, así 18 como también de lista de cargas, especificaciones técnicas, dispocisiones de equipos, planos y diagramas unifilares. De forma tal, que los diseños a ser desarrollados garanticen un sistema eléctrico confiable, estable y seguro. Para el proyecto se tiene como punto de alimentación a nivel de media tensión (34,5 kV), los terminales de llegada de los interruptores de un Switchgear ya existente, ubicado en la Subestación Eléctrica Nº 3 de la Subestación Eléctrica Principal Morichal 115/34,5 kV, situada en el Distrito Social monaguense antes mencionado. El sistema eléctrico definido para las facilidades eléctricas, contará con subestaciones en 4,16/0,480 kV, las cuales agrupan las cargas de acuerdo al esquema funcional de planta. Con el desarrollo de esta Ingeniería, se efectuaron cálculos preliminares y se evaluó la solución constructiva del esquema de distribución propuesto. Así mismo, se seleccionó la ubicación de las subestaciones y se registraron las rutas que deben seguir los alimentadores hacia los centros de cargas. Por otra parte, también se definieron las características técnicas principales de los equipos y de los materiales a usar en los diseños. Los resultados y productos generados durante el desarrollo de esta Ingeniería, fueron entregados al personal de PDVSA asignado para la Coordinación del Proyecto perteneciente a la Gerencia de Técnica de Ingeniería y Proyecto, para que gradualmente fueran sometidas a revisión. Así como también, pasaron por revisiones interdisciplinarias dentro de la consultora contratada, JANTESA. Trayendo como consecuencia, cambios y modificaciones que son reflejadas a lo largo del presente informe. 19 CAPÍTULO II DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA JANTESA es una empresa con presencia en el mercado internacional, líder en el desarrollo de proyectos de ingeniería, procura y construcción (IPC) para los sectores petrolero, energético, industrial y de infraestructura. Es una empresa con soluciones gerenciales que ejecuta proyectos desde su fase de factibilidad y conceptualización hasta su entrega completa llave en mano, incluyendo ingenierías básicas, de detalles, procura, gerencia de construcción, construcción, pruebas, arranque y operación y mantenimiento de instalaciones. Fundada en 1973, se inicia en el diseño de facilidades de producción para la industria petrolera para luego expandirse hacia las áreas de procesamiento de gas, refinación, petroquímica, minería y metales, generación eléctrica, textil, maderera y telecomunicaciones. A partir de 1986, la apertura petrolera en Venezuela exigió un nuevo reto en el campo de la ingeniería por la incorporación de empresas transnacionales en el mercando nacional, por lo que JANTESA evoluciona de empresa de ingeniería a empresa de Ingeniería, Procura y Gerencia de Construcción (IPGC), luego a contratista general Ingeniería, Procura y Construcción (IPC). En 1996, la empresa recibe la certificación de las normas ISO 9001:1995. En el año 2002, como resultado de su empeño por mantener los estándares de excelencia del sistema de calidad, obtiene la re-certificación bajo el nuevo enfoque de procesos cliente-proveedor ISO 9001:2000 por IQNet y Fondonorma. En 1997, en el marco de la Tercera Ronda de Convenios Operativos de PDVSA, establece una asociación con la compañía argentina Pérez Companc (ahora PETROBRAS Energía de Venezuela) para la explotación y producción de petróleo en el Campo Mata. 20 En el año 2000, se incorpora como área de negocio los servicios de Operación y Mantenimiento (O&M) de instalaciones petroleras e industriales. En el año 2005, la empresa inicia operaciones en México, mediante el establecimiento de una oficina ubicada en la ciudad de México, para ejecución de proyectos de ingeniería e IPC. Además a finales de ese mismo año, abre una oficina en Argentina, para atender el mercado del Sur. La magnitud y complejidad de los proyectos que ha desarrollado la ha llevado a relacionarse con un importante número de empresas de ingeniería, procura y construcción, fabricantes y generadoras de tecnología, con las que ha concretado acuerdos bajo las modalidades de asociaciones, sociedades y/o alianzas estratégicas para acometer eficazmente los proyectos que asume. Como organización, esta comprometida con el desarrollo industrial y energético del país. Cada proyecto que ejecuta genera beneficios a sus clientes, crea valor en la comunidad, incrementa la capacitación y la experiencia de su personal, mejora sus procedimientos de trabajo y le permite adquirir nuevos conocimientos tecnológicos, que acumulados, logran un mayor bienestar colectivo y la preparan para acometer nuevos proyectos con mayor eficiencia. JANTESA tiene el compromiso de “crear conciencia” entre sus trabajadores, proveedores, sub-contratistas, clientes y relacionados, respecto a la necesidad de proteger el ambiente, preservar la salud y seguridad del personal, así como los bienes de la empresa, de los clientes y de las comunidades vecinas. La misión de JANTESA es ser una empresa de alto valor agregado y competitividad, en la ejecución de proyectos de ingeniería, procura y construcción, para los sectores energético, industrial, e infraestructura, contando para ello con la alta competencia de su personal, el uso optimo de la tecnología y una amplia trayectoria, soportado por una sólida plataforma financiera. 21 Como parte de su estructura empresarial, JANTESA divide por disciplinas y departamentos la ejecución y desarrollo de los productos necesarios para cada proyecto. En este sentido, las disciplinas de ingeniería se encargan de toda la elaboración de planos, especificaciones, tabulaciones y otros productos necesarios para el cumplimiento de la ejecución de un trabajo. En lo concerniente a la parte de las obras eléctricas la Disciplina de Electricidad es la encargada del desarrollo de los documentos que serán sujetos a revisión por la persona o ente contratante. ESTRUCTURA CORPORATIVA DE LA EMPRESA Fuente: Informe Anual 2003. JANTESA. Annual report. 22 CAPÍTULO III IDENTIFICACIÓN DEL PROYECTO 3.1 OBJETIVO DEL PROYECTO El objetivo principal del proyecto es establecer las bases y criterios de diseño de las obras eléctricas y sus equipos para el desarrollo de la Ingeniería Básica de: dos (2) módulos de tratamiento para diluir crudo hasta 16 ºAPI (en base seca), así como también para deshidratar y desalar en cada uno, 100.000 barriles diarios (BSPD) de producción de crudo extrapesado (8,1 ºAPI), proveniente de la estación de flujo del Distrito Social Morichal, diluido hasta 13,8 ºAPI (base seca) y desgasificado. Se toma como base de la Ingeniería, las normas establecidas en el Manual de Ingeniería de Diseño de PDVSA en el volumen 4 en sus apartados I y II. La planta a ser diseñada se denominará Estación Principal Morichal – 2 “EPM - 2” y se ubicará en el Distrito Social Morichal en el Estado Monagas. Los objetivos específicos a fin de lograr estas bases y criterios diseños, están ligados a los procesos de recopilación de información que se tienen del proyecto, tanto en lo concerniente al proceso de la planta como en los antecedentes que se tienen para este tipo de obras. Además de establecer los cambios surgidos a lo largo de todo el proyecto y como influyen estos, en la conceptualización final que se tendrá del mismo. 3.2 ALCANCE DEL PROYECTO El alcance de la Ingeniería Básica del Proceso de Desalación y Deshidratación de la Estación Principal EPM-2, abarca los Diagramas Unifilares, Especificaciones de Equipos, 23 Análisis de Carga, Estudio de Flujo de Carga y Niveles de Cortocircuito a fin de proponer la tecnología más eficiente, basada en el consumo de energía eléctrica adecuado y tomando en cuenta la disponibilidad de capacidad en MVA Instalada. El desarrollo de estos productos, permiten la evaluación de los puntos de alimentación existentes, diseño de las líneas de distribución, así como las subestaciones eléctricas, sistema de puesta a tierra, sistema de protección contra descargas atmosféricas y pórticos de distribución, de acuerdo a todos los requerimientos industriales de los trenes de Desalación y Deshidratación de Crudo. Adicionalmente incluye el estudio de ubicación de subestaciones eléctricas (En Plot Plan), esquemáticos de disposición de los equipos eléctricos en las subestaciones eléctricas, rutas de líneas de distribución de 34.5, 4.16, 0.48 kV (En Media y Baja Tensión), servicios auxiliares asociados a las nuevas edificaciones (Sala de Control, Caseta de Vigilancia, Taller de Mantenimiento, Laboratorio, Subestaciones eléctricas) y demás infraestructuras industriales. No comprende Estudios de Coordinación de Protecciones, ya que no forma parte del alcance definido por la empresa en la oferta presentada a PDVSA. Así como tampoco se esbozan estudios de Iluminación de Largas Vialidades Exteriores para el acceso principal de la planta, de salidas de emergencia o perimetrales a las instalaciones a diseñar. 3.3 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO PLANTA DE DESALACION Y DESHIDRATACION “EPM-2” El Plan de Negocio (PDN) de la Unidad de Extrapesado del Distrito Morichal establece para el periodo 2005 – 2012 un incremento en la producción de crudo que va de 80 a 230.5 mil barriles diarios (MBND) para el año 2012. Este pronóstico requiere de incrementos significativos en las capacidades de separación, tratamiento de crudo, almacenaje y bombeo, las cuales deberán 24 ser soportadas ya sea por la modificación de instalaciones existentes o por el desarrollo de nuevas instalaciones para el tratamiento de crudo. Actualmente se cuenta con una infraestructura de tratamiento de crudo DeshidrataciónDesalación de 125 MBND (crudo 8 °API) en la Planta MPE-1, siendo insuficiente para apalancar el crecimiento proyectado en el Distrito Morichal. En este sentido se visualizó la construcción de una nueva Planta de Tratamiento de Crudo llamada “EPM-2” (Estación Principal Morichal - 2) con capacidad de procesar 200 MBND. El desarrollo de esta Planta se hará en forma modular, considerando dos (2) módulos de 100.000 BND cada uno que podrán incorporarse en dos fases. Para lograr el incremento de producción indicado, se procedió a desarrollar la Ingeniería Básica del proyecto contratando los servicios de una empresa consultora de ingeniería, JANTESA. La Disciplina de Electricidad de JANTESA se hace cargo del alcance de las obras eléctricas de esta Ingeniería. 3.3.1 UBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES La “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2” se ubica geográficamente en el Municipio Maturín, Estado Monagas, aproximadamente a 3 Km de las adyacencias de la Estación Principal Morichal “EPM-1” y de la Subestación Eléctrica 3 que forma parte de la Subestación Eléctrica Principal Morichal 115/34,5 kV. Las coordenadas de los vértices de la instalación se muestran a continuación: 25 TABLA I. Coordenadas Geográficas de los vértices de Instalación de la Planta de Desalación y Deshidratación de la Estación Principal EPM-2. Planta de Desalación y Deshidratación de Estación Principal EPM-2. Coordenadas (UTM) Vértice Norte Este V1 980.677 488.212 V2 980.677 486.882 V3 979.791 486.882 V4 979.791 488.212 Fuente: Proyecto “Desalación y Deshidratación de Estación Principal EPM-2”. Ingeniería Básica. Implantación General - Plot Plan. 3.3.2 CONDICIONES METEOROLÓGICAS DE LA ZONA La zona posee las siguientes condiciones meteorológicas: TABLA II. Condiciones Meteorológicas de la zona de instalación de la Planta de Desalación y Deshidratación de la Estación Principal EPM-2. Temperatura ambiental Máxima Ambiente, º C 35 Mínima Atmósferica, º C: 22 Presión Barométrica Máxima, mili Bar 1015 Altura s.n.m Sobre nivel del mar, metros 85 Pluviosidad Máxima, mm/año Mínima, mm/año Estación Lluviosa, meses Estación Seca, meses 1300 800 7 5 Humedad Relativa Humedad relativa máxima, % Humedad relativa mínima, % 96 77 Viento Dirección del viento predominante Veloc. Máxima, Km/h Veloc. de Diseño, Km/h Este- Noreste 22 100 Zona Sísmica COVENIN 1756-2001 Zona 4 Fuente: Información Suministrada por PDVSA, Proyecto MORICHAL UPGRADER Basic Engineering, Documento Process Design Criteria, 3278-IB-3001P-02, revisión 1. 26 3.3.3 PROCESO PROPUESTO PARA LA PLANTA EPM-2 Desde las estaciones de flujo, ubicadas en la Faja Petrolífera del Orinoco, el crudo extrapesado húmedo diluido (mezcla de crudo, diluente agua, y sales asociadas) es enviado por un oleoducto de 36”ø y llega a la planta EPM-2 con el propósito de retirarle el agua y sales asociadas y diluirlo hasta obtener Merey 16. Para lograr esta separación, el crudo proveniente de la faja pasa por una serie de etapas: alimentación-carga, dilución, precalentamiento, deshidratación-desalación, calentamiento y almacenamiento tal como se ilustra en la FIGURA Nº 1. Sistema de alimentación: El crudo húmedo diluido alimentado a la Planta EPM-2 cuyas características son: 14° API, < 41 % AyS y 90° F proviene de las estaciones de flujo del área de extrapesado. Esta corriente es precalentada en un par de intercambiadores de calor aprovechando el calor del agua de drenaje proveniente de la etapa de tratamiento (Deshidratación-Desalación). Posteriormente el crudo precalentado es almacenado en tanques de carga, para luego ser enviado mediante bombas de desplazamiento positivo tipo tornillo a la etapa de precalentamiento. Este proceso de calentamiento mejora la separación del agua libre que se realiza en dicho tanque, reduciendo así la carga hacía las próximas etapas. Dilución: El objetivo de esta sección es llevar la gravedad del crudo desde 14 a 16° API como condición de calidad para almacenamiento y venta. Precalentamiento: En esta etapa se calienta el crudo húmedo diluido hasta alcanzar la temperatura requerida para deshidratación, la cual debe estar por encima de 300° F. Esta formada 27 por dos trenes de intercambio de calor, donde se intercambia calor con la corriente caliente previamente deshidratada y desalada proveniente de la salida de los desaladores. Deshidratación-Desalación: En esta sección se procesa el crudo para cumplir con las especificaciones de contenido de agua y sedimentos (< 1 %) y salinidad (<10 PTB de NaCl). El sistema esta formado por dos etapas: una deshidratación con calentamiento interno y desalación electrostática. Calentamiento: El propósito de esta etapa consiste en incrementar la temperatura del crudo diluido deshidratado y posteriormente enviarlo al proceso de desalación electrostática. Almacenamiento: Finalmente, el crudo Merey 16° API es enviado hacía en el Patio de Tanques Morichal para su almacenamiento y posterior envío a PTO-José. [19] 28 MEREY 16 Dilución Planta de Tratamiento de Efluentes Demulsificante DESH DESHI TANQ. Crudo EF´s DE Carga Calentamiento Bombas de Carga Patio de Tanque Morichal Agua Fresca FIGURA Nº 1. Esquema Propuesto Planta Deshidratación – Desalación EPM-2. [19] 29 DESA 3.3.4 ESPECIFICACIONES DE LA ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA PARA LA PLANTA EPM-2 Los trabajos eléctricos contemplados en el proyecto, están conformados por el tendido de una nueva línea eléctrica de 34,5 kV, doble terna. Este nivel de tensión esta asociado a los niveles existentes en la Sub-estación Eléctrica N° 3 perteneciente a la Sub-estación Principal Morichal, desde la cual se alimentará la futura Planta. La línea tendrá una longitud aproximada de 3 km y tiene como punto de llegada un pórtico de 34,5 kV, que está ubicado en la zona Sur-Este del límite de baterías de la Planta EPM2, que servirá para el suministro eléctrico de la Planta Deshidratadora - Desaladora EPM-2 y demás Sistemas eléctricos. Esta distancia longitudinal es determinada por el área que determina PDVSA para la ejecución del Proyecto. Posteriormente es corroborada en los Informes de Levantamiento de Campo que lleva a cabo la empresa a lo largo del desarrollo de la Ingeniera Básica. La ubicación del Pórtico de llegada a la Planta, queda sujeta a la disposición que lleva el tendido a lo largo de todo su recorrido. La zona Sur-Este del límite de baterías de la Planta EPM2 es la más próxima al tramo final del ruteo de línea diseñado para cumplir con exigencias de la estatal petrolera. La alimentación eléctrica de la planta, será diseñada por JANTESA. Se requiere de un sistema de doble entrada en el primario del transformador, de acuerdo a lo establecido por la norma N-201 de PDVSA y a la Guía de Ingeniería de Subestaciones Unitarias. 3.3.5 ESQUEMA DE TRABAJO La Disciplina de Electricidad queda consolidada en unidades de trabajo, asociadas a los procesos que tendrá la Planta: 30 00 General – Electricidad 01 Unidad de Deshidratación y Desalación 02 Sistema de Tratamiento de Efluentes y Aguas Aceitosas 03 Unidad de Inyección de Diluente 05 Sistema de Aire Comprimido para instrumentos 06 Sistema de Gas Combustible 07 Sistema de Producción de Vapor 08 Sistema de Agua Fresca y Tratamiento de Agua Potable 09 Sistema de Tratamiento de Aguas Servidas 11 Sistema Contra Incendio 12 Tendido y Sistema Eléctrico en Media Tensión Para cada una de estas unidades estarán asignadas una serie de productos. Estos productos abarcan desde especificaciones técnicas, lista de cargas, análisis de cargas, estudios de cortocircuito, memorias descriptivas, hojas de datos hasta planos y diagramas unifilares. Cada uno de estos productos poseen un número de identificación tanto para la empresa como para PDVSA. 3.4 CODIGOS Y ESTANDARES USADOS PARA EL DESARROLLO DE LA INGENIERIA BÁSICA Todo lo contemplado en las bases y criterios de diseño de las obras eléctricas debe ser tomado a lo establecido en la normas PDVSA N-201 (“Obras Eléctricas”) y PDVSA N-252 ("General Specification for Electrical Engineering Design"), pertenecientes al Volumen 4-I de Manual de Ingeniería de Diseño de Petróleos de Venezuela, S.A. 31 Las nuevas instalaciones deberán cumplir también con los códigos, reglamentos y leyes venezolanas, dictaminadas por COVENIN (Comité Venezolano de Normas Industriales), CADAFE, las especificaciones de PDVSA y estándares de asociaciones o institutos extranjeros. El siguiente orden es el que prevalece en el desarrollo del Proyecto: 3.4.1 NORMAS PDVSA. MANUAL DE INGENIERÍA DE DISEÑO PDVSA N-241 Instalación de conductores y cables en tuberías y bandejas. PDVSA N-250 Technical Specification for Form-Wound Squirrel Cage Induction Motors-250 Horsepower and Larger (In Accordance with API 541). PDVSA N-251 Technical Specification for TEFC Squirrel Cage Induction Motors 500 Hp and Below. PDVSA N-252 General Specification for Electrical Engineering Design. PDVSA N-253 Technical Specification for Uninterruptible Power Systems (Ups). PDVSA N-263 Electrical Requirements for Packaged Equipment. PDVSA N-264 Design and Fabrication of Electrical Power Center. PDVSA N-265 Specification for Procurement of Low Voltage AC Adjustable Speed Drive. PDVSA N-276 Desig and Fabrication of Liquid – Immersed Power Transformers of 500 KVA Through 10.000 KVA Up to 34,5 KV High Voltage Winding. PDVSA N-351 Low Voltage Switchgear and Controlgear. PDVSA 90619.1.051 Transformadores para subestaciones unitarias. PDVSA 90619.1.052 Generadores de emergencia. PDVSA 0619.1.053 Subestaciones unitarias. PDVSA 90619.1.054 Control de motores. PDVSA 90619.1.055 Equipo UPS. PDVSA 90619.1.056 Batería de la estación y equipos asociados. PDVSA 90619.1.091 Puesta a tierra y protección contra sobretensiones. PDVSA 90619.1.0925 Selección e instalación de equipos eléctricos y electrónicos en lugares clasificados. 32 PDVSA GE-211 Electric Standby Generator Set-Engine Driven. PDVSA IR-E-01 Clasificación eléctrica de áreas PDVSA IR-M-01 Separación entre equipos e instalaciones. PDVSA NFPA 780 Standard for Installation of Lighting Protection Systems. 3.4.2 NORMAS COVENIN Y CADAFE COVENIN 200 Código Eléctrico Nacional (CEN). COVENIN 2249 Niveles de iluminación. CADAFE 1980 Normas para líneas eléctricas de transmisión 13,8 y 34,5 kV. CADAFE NS-P Normas para proyectos de subestaciones. CADAFE NS-P 401 Especificaciones seguridad. CADAFE 39-87 Normas para equipos de subestaciones eléctricas. CADAFE 137-88 Transformadores de potencia. CADAFE 167-88 Montaje de equipos para subestaciones eléctricas de transmisión CADAFE 58-87 Diseño para líneas de alimentación y redes de distribución, distancias y separaciones mínimas. CADAFE 52-87 Diseño para líneas de alimentación y redes de distribución, seccionamiento en redes primarias de distribución. CADAFE 46-87 Diseño para líneas de alimentación y redes de distribución, protección del sistema de distribución Contra Sobretensiones. CADAFE 45-87 Diseño para líneas de alimentación y redes de distribución, protección del sistema de distribución Contra Sobrecorriente. técnicas para distancias de 3.4.3 NORMAS INTERNACIONALES API RP500 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities. 33 API STD 541 Form Wound Squirrel Cage Induction Motors – 250 HP and larger. IES-ANSI Lighting Handbook. ANSI C84.1-1995 Power Systems and Equipment - Voltage Ratings ANSI/IEEE-141 IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants. ANSI/IEEE-142 IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems. ANSI/IEEE C37.010 Application Guide for AC High Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis. ANSI/IEEE C37.30 IEEE Standard Requirements for High-Voltage Air Switches. ANSI/IEEE C57.12.00 Standard General Requirements for Liquid Inmersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. ANSI/IEEE C57.12.80 Standard Terminology for Power and Distribution Transformers. IEEE-841 IEEE Standard for Petroleum and Chemical Industries- Severe Duty Totally Enclosed Fan Cooled (TEFC) Squirrel Cage Induction Motors up to and including 500 HP. IEEE-P1100 IEEE Recommended Practice for Powering and Grounding of Sensitive Electronic Equipment. NFPA 77 Recommended Practice on Static Electricity. NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems. NFPA 497A Recommended Practice for Classification of Class I Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas. NFPA 497M Classification of Gases, Vapors and Dusts for Electrical Equipment in Harzardous (classified) Locations. NEMA MG-1 Motors and Generators. En caso de ser requerida una especificación no contenida en el Manual de Ingeniería de Diseño, deberán aplicarse los documentos de Process Industry Practices (PIP) previamente aprobadas por el proyecto u otros documentos de referencia. 34 CAPÍTULO IV MARCO TEÓRICO La ejecución de la Ingeniería de un proyecto requiere tener establecidos, con anterioridad, conceptos o términos básicos en los cuales se sustentará las bases y criterios de diseño. La investigación de los conceptos consiste en la revisión de las normas o manuales de diseño que se usan a lo largo de todo el desarrollo de la obra y a la selección de los equipos, que requerirá la misma. Previamente al dimensionamiento y/o la selección de los equipos eléctricos, se debe tener un buen conocimiento de los tipos de cargas y elementos asociados al sistema en consideración. Basándonos en la especificación PDVSA N–201, en el Código Eléctrico Nacional 2004 (C.E.N 2004) y en otras normas definidas con anterioridad, se utilizarán las siguientes definiciones y conceptos que forman parte de las bases y criterios de diseño usados en la Ingeniería Básica: • Alimentadores Los alimentadores son los elementos metálicos utilizados para conducir la corriente eléctrica desde las fuentes de alimentación hacia las cargas a suplir. [2] • Área de trabajo Son las áreas donde ser requiere iluminación, exceptuando las correspondientes al tráfico vehicular. [2] • Cambio de tipo de carga Es la operación de cargar un producto de alto punto de inflamación dentro de un camión o 35 carro-cisterna ó dentro de un contenedor sin haberlo limpiado. [4] • Cargas Continuas (CC) Aquellas que están en operación durante todo el intervalo de tiempo considerado. [4] • Cargas de Reserva (CR) Aquellas que son respaldo de cargas en operación en forma continua. [4] • Cargas Intermitentes (CI) Aquellas que están en operación en forma parcial durante el intervalo de tiempo considerado. [4] • Centro de Control de Motores (CCM) Es un tablero utilizado para instalar las componentes del alimentador de los motores y de sus circuitos derivados, además de sus protecciones correspondientes. Es importante para que los motores de una instalación o de una zona se alimenten en forma centralizada, de esta forma un solo operador puede controlar fácilmente todo un complejo donde se encuentran los mandos, protecciones e instrumentos de medición. [22] Los centros de control de motores de baja tensión tendrán valores nominales basados en lo indicado en los siguientes puntos: [7] √ Capacidad de Corriente de la Barra La capacidad de corriente de la barra principal se seleccionará entre los valores especificados en la siguiente tabla: 36 TABLA III. Capacidades de corriente de la barra principal del CCM en Baja Tensión. 400 A 600 A 800 A 1000 A 1200 A 1400 A 1600 A √ Valor Nominal de Corto Circuito El valor nominal máximo de corto circuito del centro de control de motores, será igual al menor de los siguientes valores: - Valor nominal de la estructura de la barra. - Valor nominal de los arrancadores, incluyendo la protección de cortocircuito. - Valor nominal de las unidades de salida. El valor nominal de corto circuito se seleccionará entre los cuatro valores especificados en la siguiente tabla: TABLA IV. Valores Nominales de Corto Circuito del CCM De Baja Tensión. (KA EFICAZ SIM. 0,5–15–0,5 seg) ASI C37.12 22 42 65 85 (KA EFICAZ SIM. 1 seg) IEC 157–1 –– 30 50 63 • Centro de Distribución de Potencia (CDP) Un centro de distribución de potencia (CDP) es una envolvente modular prefabricada, para celdas de potencia y equipo auxiliar. Es una unidad autosuficiente que está completamente coordinada, ensamblada y ensayada en un ambiente controlado en fábrica. Los equipos primarios y aplicaciones de control incluyen cuadros de baja y/o media tensión y centro de control de 37 motores; armarios de relés, armarios RTU y SCADA. Típicamente, un CDP es equipado con el servicio de una subestación eléctrica, que incluye un panel de control, alumbrado interior y exterior, salidas de potencia y sistemas apropiados de alta tensión. [30] La capacidad de corriente de la barra principal se seleccionará entre los valores especificados en la siguiente tabla: [4] TABLA V. Capacidades de corriente de la barra principal del CDP en Media Tensión. 1000 A 1200 A 1600 A 2000 A 2500 A 3000 A • Chaquetas Cubiertas no-metálicas para cables. [2] • Datos de Carga Firme Son los datos obtenidos de la observación de las características reales de operación de un equipo y sus ciclos de servicio. [2] • Demanda Carga promedio utilizada en un intervalo de tiempo. [2] • Demanda Máxima Carga máxima en un intervalo específico de tiempo. [2] • Demanda Máxima Ajustada 38 Cuando esta basada en datos de carga firme, es igual a 1 vez la demanda máxima. Cuando esta basada en datos de carga no firme, es igual a 1,2 veces la demanda máxima estimada. [2] • Demanda Media Máxima para 8 horas Es la carga media más alta que puede ocurrir en un intervalo de tiempo de 8 horas. [4] • Demanda Pico Máxima para 15 minutos Es la carga pico más alta que puede ocurrir en un intervalo de tiempo de 15 minutos. [4] • Dispositivo de interrupción Es un dispositivo de un arrancador que establece o interrumpe la corriente del motor, tal como un contactor magnético o interruptor de vacío. Este dispositivo puede interrumpir la corriente de falla en caso de que sea construido para éste fin. [2] • Factor de Coincidencia (F.C.) El factor de Coincidencia se calcula dividiendo el período de tiempo de operación real entre el tiempo total correspondiente a ese período (es usual considerar un periodo de tiempo de 8 horas) y se usará para obtener el valor de los KVA de Operación Intermitente. [4] • Factor de Demanda (F.Dm) Es la relación entre la demanda máxima (DM) del sistema o parte del sistema y la carga total conectada (CC) al sistema o parte de él. [4] 39 • Factor de Diversidad (F.DIV.) Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales (DMI) de varios subsistemas de un sistema y la demanda máxima de todos los subsistemas (DMS). [4] • Factor de Mantenimiento Es el factor que debe incluirse en los cálculos de diseño a fin de considerar los aspectos siguientes: perdida de lumens de la lámpara con el envejecimiento; disminución de iluminación de la lámpara y de la luminaria debida al polvo, sucio, insectos y cambios químicos en la superficie reflectiva de la luminaria; aumento de la absorción de la iluminación debido al polvo, sucio y cambios químicos en las superficies del cuatro y demás superficies reflectivas; y posibilidad de baja tensión. [4] • Factor de Operación Es la división del período de tiempo de operación real entre el tiempo total correspondiente a ese período. En otras palabras, por ejemplo si un motor funciona solamente 4 horas durante un período de 8 horas, tendrá un factor de operación de 0,5. [2] • Instalación crítica Es aquella que contribuye o es necesaria para alcanzar un mínimo de 20% de la producción de una planta. [2] • Instalaciones independientes Es una instalación se define como independiente de otra instalación, cuando pueda ser operada sin la utilización de la segunda. [2] 40 • Interrupting Duty Según la norma ANSI C37.03, es definida como la corriente en un polo de un dispositivo de la conmutación en el instante de la iniciación del arco. [36] • Intervalo de Tiempo Es el período de tiempo sobre el cual la carga es integrada para determinar la demanda o el promedio de carga. Los intervalos son fijados de acuerdo a la constante térmica de tiempo de los equipos a definir o por consideraciones de caída de tensión. La norma de PDVSA escoge intervalos de tiempo de 15 minutos (para el dimensionamiento de tableros y cables) y 8 horas (para el dimensionamiento de transformadores de potencia). [2] • Momentary Duty Es el valor momentáneo de máximo esfuerzo de un interruptor dado en términos de corrientes de corto circuito asimétrico. [32] • Pantallas Cubiertas metálicas continuas para cables. [2] • Potencia al Freno Potencia que el equipo accionado requiere en el eje del motor. [4] • Puesta a Tierra Un objeto se considera conectado a tierra cuando esté conectado a un sistema de tierra, ya sea inherentemente o mediante un conductor de puesta a tierra. Un sistema de puesta a tierra puede estar constituido por: barras de puesta a tierra o conductores enterrados de puesta a 41 tierra.[2] • Servicio Esencial Aquel que, cuando falla en operación o cuando es requerido, afecta la continuidad, la calidad o la cantidad del producto. [1] • Servicio no Esencial Aquel que no es vital o esencial. Esta no afecta a la cantidad, calidad del producto y no causa una condición insegura. [1] • Servicio Vital Aquel que, cuando falla en operación o cuando es requerido, puede causar una condición insegura en el proceso y/o en las instalaciones eléctricas. [1] • Subestación ó patio de switches Es el conjunto de tableros de potencia ó de centros de control, alimentado directamente del sistema de potencia ó mediante transformadores adyacentes. √ Subestación para uso interior Consta de equipos blindados para uso interior, instalados dentro de una edificación construida en sitio. √ Subestación para uso exterior [2] Consta de cualquiera de los siguientes arreglos: equipos blindados protegidos por encerramientos a prueba de intemperie (construcción para exteriores normalizada) y equipos blindados instalados dentro de un encerramiento tipo edificación construido en taller (construcción para exteriores tipo pasillo protegido). [2] 42 √ Subestación principal Es aquella subestación que suministra toda o la mayoría de la potencia a las subestaciones individuales que alimentan las instalaciones internas y externas de una planta completa. [2] • Tiempos de parada y transferencia permisibles Son períodos más largos de interrupción que no tienen un efecto importante en la operación de equipos o procesos. [2] • Trayectoria de retorno a tierra Conexión metálica entre el encerramiento metálico del equipo eléctrico y la tierra del neutro del sistema de potencia. [2] 43 CAPÍTULO V BASES PARA EL DISEÑO DE LA INGENIERÍA BÁSICA Todo proyecto, a la hora de llevarse a cabo, debe regirse bajo ciertas normas que queden establecidas previamente. Basado en este hecho, se debe preparar información que se usará como base para dimensionar los componentes o equipos del sistema, comprobar el funcionamiento de los mismos y determinar si es viable o no el uso estos elementos en el proceso que se este diseñando. Es por eso, que las bases de la Ingeniería Básica del Proyecto de la “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2”, establecidas para el Sistema Eléctrico y los equipos que lo conforman, que deben ser tomadas en cuenta posteriormente en la metodología y criterios de diseño, son las siguientes: • En un principio, la carga estimada total de la planta estará en el orden de 15 (OA)/20 (FA) MVA, (donde OA: Enfriamiento natural, FA: Ventilación forzada), tomando como referencia proyectos de este tipo realizados anteriormente por la empresa para PDVSA. Posteriormente, esta estimación de carga será sincerada con el estudio de carga. [9] • Los niveles de cortocircuito, las variaciones permitidas de tensión, frecuencia y factor de potencia de la Subestación Eléctrica 3, que forma parte de la Subestación Eléctrica Principal Morichal (Ubicada al lado de EPM-1), son informaciones que serán suministradas por PDVSA. • La acometida eléctrica de la Subestación de la Planta de Desalación - Deshidratación de Estación Principal EPM-2 fue definida en 34,5 kV. La Sub-estación Principal Morichal 115/34,5kV determina el nivel de tensión a usarse en esta acometida, ya que de ella se 44 origina el ruteo de línea que alimentará a la futura instalación. El unifilar de las Subestaciones asociadas al Proyecto, que forman parte del Sistema Eléctrico Nacional, se encuentra en el Apéndice A.4. • El esquema de alimentación eléctrica para toda la Planta será concebida de acuerdo a “Áreas”, identificadas como: “Área de Módulos 1 y 2”, “Área de Sistema Contra Incendio” y “Área de Servicios” y alimentadas desde las respectivas subestaciones de 34,5/4,16 kV. El nivel de voltaje, asociado al secundario de estas subestaciones, esta determinado por algunas cargas asociadas a los procesos que se realizarán en planta para estas determinadas “Áreas”. • El pórtico de llegada está ubicado en la zona Sur-Este del límite de baterías de la planta. El diseño contempla además, los detalles requeridos de postes, herrajes y perfiles. La ubicación del pórtico esta sujeta a la disposición geográfica dispuesta inicialmente por PDVSA para la planta y el punto Sur-Este es el más cercano al ruteo de línea dispuesto inicialmente. El Plot Plan general de la Planta se encuentra en el Apéndice A.1. • Desde el Pórtico de salida de 34,5 kV se canalizarán dos (2) circuitos, con ese nivel de voltaje, hasta surtir de energía a: los dos (02) Patios (Bahías) de Trasformadores del área de módulos, Dos (2) circuitos para el Sistema Contra Incendio y dos (2) adicionales para los Transformadores del Área de Servicios. Todo esto, en concordancia con la división en “Áreas” descrita anteriormente. • La alimentación se hará a: dos (02) trasformadores de potencia de 15/20 MVA (OA/FA) de 34,5/4,16 kV, dos (02) transformadores de 4,16/0.48 kV, dos (02) Centros de Potencia en 4,16 kV y dos (02) Tableros de Potencia en 480 V, que permitirá energizar todos los motores y cargas ubicados en el área de los Módulos de Desalación, Deshidratación y 45 Patios de Almacenamiento de Crudo. La escogencia por parte de la Discliplina de Procesos de los motores y bombas, asociados a los procesos que se realizarán en esta parte de la Planta, determinan en nivel en Baja Tensión de los Transformadores a usar, así como también los niveles de tensión de los Tableros de Potencia. • Las ubicaciones de las subestaciones dependerán siempre de los valores de las capacidades estandarizados y principalmente al Centro de Carga asociada a estas “Áreas”. • Los sistemas de control para el suministro de energía eléctrica de las bombas y equipos críticos del proceso, estarán dotados de dispositivos, que permitan ejecutar la lógica de control programada en la parada de emergencia. • La Distribución Eléctrica de cables de Potencia y de Control, debe ser diseñada con base a Canalizaciones Subterráneas por medio de bancadas de ductos de PVC. • El Cuarto de control tendrá un Centro de Distribución de Potencia (CDP), con doble alimentación en 480 V determinado por las cargas que alimenta. El CDP se usa para asegurar la confiabilidad en el servicio, a los fines de soportar los servicios auxiliares de la subestación, por cada unidad de proceso. • Igualmente, cada subestación contará con un sistema de UPS, como facilidad para los equipos de instrumentación, comunicaciones y aquellas operaciones críticas que no pueden tolerar interrupciones o disturbios en el sistema de potencia. • Los Generadores de Emergencia deben entrar en operación cuando se produzca una interrupción en la Alimentación Eléctrica al Centro de Distribución de Potencia, que alimenta a las cargas definidas como “Cargas Esenciales” para el proceso. El tiempo máximo de interrupción en la alimentación eléctrica a estas cargas, es definido en la filosofía de Operación de la Planta. 46 • Se diseñarán trabajos eléctricos a los edificios dentro de la planta para funcionar adecuadamente, tales como: Tablero de Servicios Generales, para los circuitos de Iluminación y Tomacorrientes internos de cada edificio; Canalización de Tuberías embutidas y de ser necesario a la vista para los cables de alimentación necesarios; Luminarias, interruptores, tomacorrientes, dimers (de ser necesarios) y luces de emergencia; Sistemas de Aire Acondicionado, correspondiente a las instalaciones eléctricas, control y coordinación con otras disciplinas. En el caso de ser necesario también se debe proceder al diseño del Sistema UPS, Circuitos asociados a este mismo sistema y cargas esenciales, además del Sistema DC y Bancos de Baterías. Los Edificios que requieren estas actividades son: a.- Edificio Administrativo b.- Taller de Mantenimiento c.- Sala de control e.- Caseta de vigilancia f.- Subestaciones de 4,16 kV y CCM de 480 V para Área de Servicios. g.- Salas de Celdas de 4,16 kV y CCM`s de 480 V para Patio de Transformadores de Módulos, la ubicación de esta subestación es entre el corredor de tuberías y el área de enfriadores. h.- El Sistema Contra Incendios (SCI). 47 CAPÍTULO VI METODOLOGÍA DE DISEÑO DE LA INGENIERÍA BÁSICA Sabiendo que la Ingeniería Básica define los lineamientos generales e ideas básicas de un proyecto, y que estas ideas y definiciones del proyecto son los pilares en que se basará la ingeniería de detalle para la ejecución de los planos constructivos, deben existir también criterios establecidos que formen parte del desarrollo de la obra, tomando como premisa las Bases de Diseño fijadas con anterioridad. Para la ejecución del proyecto, es necesario generar la información técnica en función de estas mismas bases, ya que ellas definen las características principales de la instalación y conformarán la memoria descriptiva del producto final. Por ello, se sigue un orden establecido como metodología de diseño que permita además de la ejecución paulatina de los productos, ir corrigiendo, bajo este ritmo, los cambios o las exigencias que establezca el cliente. El sistema eléctrico es definido como el conjunto de máquinas, equipos, barras y líneas, que constituyen un circuito que tiene una determinada tensión nominal, cuyo valor es al que refieren las características principales del mismo. [31] En la Ingeniería Básica, el sistema eléctrico constituye la parte fundamental del desarrollo de toda la obra. Estos sistemas se clasifican, por su tensión nominal, en clases y ésta clasificación, desde el punto de vista de las instalaciones eléctricas, está basada en criterios constructivos. Una instalación eléctrica representa el conjunto orgánico de construcciones y equipos cuya finalidad es producir, convertir, transformar, regular, transportar y distribuir la energía eléctrica. En este caso, en la “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2”. Se hace necesario, entonces, poder representar gráficamente los sistemas eléctricos y 48 establecer criterios básicos de diseño para su desarrollo, estudio, construcción y operación. Como consecuencias de cada uno de estos aspectos, los criterios generales de diseño para la “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2” que forman parte de la metodología desarrollada para este trabajo, están descritos en los siguientes apartados: 6.1 SELECCIÓN DEL ESQUEMA ELÉCTRICO DE LA PLANTA “EPM-2” Un sistema de distribución de energía eléctrica es un conjunto de equipos que permiten energizar en forma segura y confiable un número determinado de cargas, en distintos niveles de tensión, ubicados generalmente en diferentes lugares. [38] Los esquemas eléctricos como soluciones constructivas para un sistema de distribución eléctrica, en lo que respecta a tendidos eléctricos (rutas de línea), para la “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2”, viene dados en las siguientes opciones: • Opción Nº 1: Esquema Radial. El sistema con esquema radial posee un conjunto de alimentadores de alta tensión, que suministran potencia en forma individual, a un grupo de transformadores. Cuando una red radial alimenta a transformadores, se obtienen las redes de distribución de baja tensión, normalmente trifásicas de cuatro hilos, y siempre del tipo sólidamente aterrizadas. Una desventaja de los sistemas radiales es que al fallar un transformador, su alimentador en alta tensión, todos los clientes de baja tensión asociados a ese transformador quedan sin suministro. Este tipo de redes no aseguran una buena continuidad del servicio, pero son económicas. [37] 49 FIGURA Nº 2. Sub-estación con Sistema de Alimentación Radial. [37] • Opción Nº 2: Esquema Primario Selectivo. Una variación del sistema doble de alimentación en energía eléctrica es el sistema selectivo, que permite una conmutación automática de una fuente primaria a una fuente alterna continuamente disponible cuando existe una perturbación en el sistema. Conmutadores de transferencia de sub-ciclo con lógica programable detectan las interrupciones momentáneas, apagones, transitorios de baja tensión y transitorios de alta tensión. Esta transferencia entre las fuentes normalmente se logra en 4 milisegundos o menos. Aplicaciones típicas de este tipo de redes pueden ser: centros de datos, plantas de semiconductores y otras en donde existe la necesidad económica de tener alta calidad y confiabilidad en el suministro de la energía eléctrica. [37] 50 FIGURA Nº 3. Sub-estación con Primario Selectivo. Alimentación Doble. [37] • Opción Nº 3: Esquema Secundario Selectivo El sistema mas usado en instalaciones de PDVSA, es un servicio secundario selectivo de suministro de energía doble. Se conoce frecuentemente como “Sub-estaciones de Doble Acometida”. En este sistema, dos servicios primarios y dos transformadores sirven a las cargas que se encuentran en una barra común. Están separados por un interruptor de enlace normalmente en estado abierto. Si un alimentador primario o transformador falla, el interruptor principal abre, ser cierra el enlace, y las cargas son excitadas de nuevo. [37] 51 FIGURA Nº 4. Sub-estación con Secundario Selectivo. Alimentación Doble. [37] A su vez, y después de definir todas estas opciones, la selección del esquema eléctrico debe también estar determinada por algunos de los siguientes aspectos: Importancia de las instalaciones (Tensión o Potencia del suministro), Costo de inversión, Características y ubicación del terreno, Importancia y continuidad del servicio, Facilidad y mantenimiento de los aparatos, Grado de seguridad para el personal, Posibilidad de ampliación de la instalación, Tipo de operación: permanentemente atendida, a control remoto, etc. En la “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2” no deben existir tiempos de parada muy largos en los procesos que se desarrollen, para ello se debe de buscar un sistema confiable y eficiente sujeto a futuras ampliaciones. Este sistema a su vez, debe adaptarse a la realidad de las plantas pertenecientes a la industria petrolera que posean las características acordes con la carga a la que estará sometido bajo su funcionamiento real. 52 Es por ello, que la opción que se elije respetando todos estos principios y estando en concordancia con las instalaciones típicas de PDVSA, será la Opción Nº 3: Esquema Secundario Selectivo. Técnicamente, las subestaciones con secundario selectivo constan de dos barras, cada una de las cuales es alimentada por un interruptor de entrada, normalmente cerrado, e interconectadas entre sí mediante un interruptor de enlace de barras normalmente abierto. (El término “secundario selectivo” es aplicado a subestaciones con doble alimentación, tengan o no transformadores). Las dos fuentes dividen la carga en operación no paralela. En caso de falla de una fuente, la subestación es aislada de la fuente dañada y la sección de la barra desernegizada, es conectada a la fuente que queda en servicio. Esta “transferencia” de cargas puede ser manual o automática. [2] 6.2 ESTUDIO DE CARGA Como parte de la metodología usada para el desarrollo de las obras eléctricas de la Ingeniería básica de la “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2” se utiliza la guía de diseño PDVSA N° 90619.1.050. Análisis de Cargas. Esta guía, como parte del Manual de Ingeniería de Diseño que posee la estatal, indica una serie de términos y conceptos que se deben tener en cuenta a la hora de realizar un Estudio de Carga. Este estudio permite determinar las necesidades eléctricas del sistema que se quiere diseñar. Esta norma esta basada en que los datos de potencia al freno de diseño del listado de motores sean lo bastante confiables. Eventualmente si se necesitara hacer el dimensionamiento de equipos antes de obtener estos datos confiables de potencia, se debe usar para el cálculo del valor de los KVA de demanda máxima los datos de placa en lugar de los caballos al freno de diseño. [4] Este Estudio de Carga esta fundamentado principalmente en el análisis de escenarios o 53 posibles situaciones de carga en un intervalo de tiempo, período sobre el cual la carga es integrada para determinar la demanda o el promedio de carga. Estos intervalos de tiempo son fijados de acuerdo a la constante térmica de tiempo de los equipos a definir o por consideraciones de caída de tensión. La norma de PDVSA escoge intervalos de tiempo de 15 minutos (para el dimensionamiento de tableros y cables) y 8 horas (para el dimensionamiento de transformadores de potencia), ya que estos tiempos cumplen con todas o algunas de las condiciones mencionadas anteriormente. Lo importante es que los transformadores deban soportar la carga conectada dejando algún porcentaje de reserva y que los Centro de Control de Motores aguanten la carga de los motores directamente, es por eso que el estudio se le refiere a sus barras. La máxima demanda de 8 Horas de un Centro de Control de Motores (CCM) es definida como la sumatoria de todas las cargas de operación normal e intermitente, referidas a este centro de control. [4] Del mismo modo, la máxima demanda de 15 Minutos es la sumatoria de todas las cargas de operación normal, intermitente y de motores de reserva. [4] La razón por la cual se incluyen los motores de reserva en esta demanda máxima es tomando en cuenta la hipótesis de que estos motores podrían operar simultáneamente con los motores de operación normal. Este es el caso usual cuando el motor principal y su reserva operan a intervalos iguales con el fin de aumentar la vida del motor y ambos motores podrían operar simultáneamente durante la operación de transferencia. El Estudio de Carga, descrito en este informe, contempla el cálculo de la demanda de quince (15) minutos, asociadas a las Barras de los Centro de Control de Potencia, Centro de Control de Motores, Tableros, y el cálculo de la demanda de ocho (8) horas para los Transformadores de Potencia de la “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2”. En este estudio 54 se consideran los factores de diversidad y de operación, además de la clasificación de las cargas de acuerdo a su tipo (vitales, esenciales y no esenciales) y a su tipo de operación (continuas, intermitentes y de reserva). 6.2.1 METODOLOGÍA DEL ESTUDIO DE CARGA Para realizar el Estudio de Carga, como se dijo anteriormente, se toma de base el procedimiento establecido en la guía de diseño PDVSA N° 90619.1.050, el cual consiste en agrupar las cargas según su régimen de operación y determinar: • La demanda máxima en 8 horas. • La demanda máxima en 15 minutos. La máxima demanda de 8 horas puede representarse matemáticamente así: DM 8 hr = ∑ Continuas + ∑ Intermitentes × FCi FCi = Factor de Coincidencia Intermitente. Obteniendo el factor de Coincidencia Intermitente mediante la división del período de tiempo de operación real entre el tiempo total correspondiente a ese período (es usual considerar un periodo de tiempo de 8 horas) y se usará para obtener el valor de los KVA de Operación Intermitente. La máxima demanda de 15 minutos en las barras del CCM (Centro de Control de Motores) en su formula matemática, es escrita de la siguiente forma: DM 15 Min = ∑ Continuas + ∑ Intermitentes × FCi + ∑ Rservas × FCR 55 FC R = Factor de Coincidencia de Reserva. Donde, el Factor de Coincidencia de Reserva es la relación entre el tiempo real para un determinado período de operación y el tiempo total correspondiente a ese período. La demanda máxima ajustada cuando está basada en datos de carga firme, es igual a 1,0 vez la demanda máxima y cuando está basada en datos de cargas no firmes, es igual a 1,2 veces la demanda máxima estimada. 6.2.2 PARÁMETROS Y CONSIDERACIONES DEL ESTUDIO DE CARGA - La capacidad de los transformadores de potencia nuevos deben resistir el total de la Demanda Máxima estimada para 8 horas una vez que estén incorporadas las nuevas cargas. - La capacidad de las barras en los CCM (Centro de Control de Motores) o CDP (Centro de Distribución de Potencia) de 480 V debe ser mayor o igual a la demanda máxima para 15 minutos. - La filosofía de operación de los motores eléctricos es: mientras uno trabaja en forma continua, el otro está en reserva y así deberán estar alimentados desde el CDP (Centro de Distribución de Potencia) ó barras diferentes del CCM (Centro de Control de Motores). - Para el cálculo de factores de operación, se considera un período de tiempo de 8 horas. Así, tendrá un factor de operación igual a 0.5, ya que al tener cada motor su respectivo respaldo funcionara solamente 4 horas durante un período de 8 horas. - Para 8 horas típicas de operación se consideran las cargas continuas y el factor de operación es igual a 1. - Para el cálculo de la potencia de los CCM’s el factor de potencia es de 0,85 en conjunto 56 con la demanda de 15 minutos a utilizar. 6.2.3 ESCENARIOS DEL ESTUDIO DE CARGA La división para la cual se dispuso en este Estudio de Carga vino delimitada por las unidades de trabajo que estableció PDVSA para el desarrollo del proyecto. La demanda de quince (15) minutos, asociadas a las Barras de los Centro de Control de Potencia, Centro de Control de Motores y Tableros fue hecha a los siguientes elementos: - Centro de Control de Motores, Trenes 1 y 2, Tratamiento de Agua de Producción, CCM-12N- 03, 480V - Centro de Control de Motores, Trenes 3 y 4, Tratamiento de Agua de Producción, CCM-12N-04, 480 V - Centro de Control de Motores, Área de Servicios, CCM-12N-01, 480 V - Switchgear, Área de Servicios, SW-12L-04, 4,16 kV - Tablero de Distribución, Sistema Contra Incendios, TD-11N-01, 480 V - Tablero de Distribución, Sistema Contra Incendios, TD-11L-01, 4,16 kV - Centro de Distribución de Potencia, Sistema Contra Incendios, CDP-11L-01, 4,16 kV - Modulo 1, Tren 1. Centro de Distribución de Potencia CDP-12N-01, 480 V - Modulo 1, Tren 2. Centro de Distribución de Potencia CDP-12N-02, 480 V - Modulo 1, Centro de Control de Motores CCM-12N-02, 480 V - Modulo 1, Switchgear SW-12L-02, 4,16 kV - Modulo 2, Tren 1. Centro de Distribución de Potencia CDP-12N-03, 480 V - Modulo 2, Tren 2. Centro de Distribución de Potencia CDP-12N-04, 480 V 57 - Modulo 2, Centro de Control de Motores CCM-12N-05, 480 V - Modulo 2, Switchgear SW-12L-03, 4,16 kV - Centro de Distribución de Potencia, Área de Edificaciones, CDP-12N-06, 480 V - Centro de Distribución de Potencia, Cargas Esenciales, CDP-12N-05, 480 V - Switchgear, S/E Eléctrica EPM-2, 4,16 kV, SW-12L-01 - Switchgear, S/E Eléctrica 34,5 kV, SW-12B-01 Luego del cálculo de la Demanda Máxima de 15 minutos y conocido el nivel de tensión, obtenemos la corriente máxima asociada al elemento de la siguiente forma: s IB = Donde: s (15 min) V BARRA (15 mim) V 3( BARRA ) = La Demanda Máxima en 15 minutos del equipo. = El Voltaje Nominal en las Barras. IB = La Corriente Total en la Barras. Se compara entonces, este valor con los valores de la Capacidad Nominal de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054 Centro de Control de Motores. Esta información se encuentra en las Tablas III y Tabla V, del Capitulo IV de este informe final. Para el cálculo de la demanda de ocho (8) horas para los Transformadores de Potencia, son objeto de estudio los siguientes transformadores: - Área de Servicios, Transformadores T-12L-07 Y T-12L-08, 4,16 / 0,48 kV - Área de Servicios, Transformadores T-12B-03 Y T-12B-04, 34,5 / 4,16 kV - Sistema Contra Incendios, Transformador T-11L-01, 4,16 / 0,48 V 58 - Sistema Contra Incendios. Transformadores T-11B-01 y T-11B-02, 34,5 / 4,16 kV - Modulo 1, Transformadores T-12L-01 y T-12L-02, 4,16 / 0,48 kV - Modulo 2, Transformadores T-12L-03 y T-12L- 04, 4,16 / 0,48 kV - Área de Edificaciones, Transformador T-12L-05, 4,16 / 0,48 kV - Cargas Esenciales, Transformador T-12L-06, 4,16 / 0,48 kV - S/E EPM-2, Transformadores T-12B-01 y T-12B-02, 34,5 / 4,16 kV De acuerdo al Análisis de Carga, la Demanda Máxima determinará la capacidad del transformador, el cual esta apoyado por datos de carga no firme, ya que no es obtenida de las características reales de operación del equipo y de sus ciclos de trabajo sino de su valor nominal. La Capacidad del Transformador la definimos matemáticamente así: Capacidad del Transformador = 1,20 x Demanda Máx. (8 hrs.) Este resultado es llevado al Valor Comercial inmediatamente superior y se compara con estimación en MVA que originalmente se le ha asignado a dicho transformador. El Generador de Emergencia G-11N-01 de 480 V se encuentra conectado a una transferencia automática y tiene capacidad de 150 KW, definida por el estándar que establece PDVSA para este tipo de edificaciones y sus procesos. 6.3 ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA El objetivo del Estudio de Flujo de Carga del Sistema Eléctrico Modelado, para el análisis del Sistema Eléctrico de la Planta de Deshidratación - Desalación EPM-2, es determinar los perfiles de tensión en todas las barras asociadas al proyecto y los ajustes necesarios para mantener la calidad del servicio del sistema. 59 El Estudio de Flujo de Carga tiene por finalidad determinar si los voltajes de las barras del sistema se encuentran dentro del rango de variación según norma ANSI C84.1. También permite chequear el comportamiento de los equipos bajo las condiciones más desfavorables de operación del sistema. Otros parámetros que se obtienen de este estudio son las caídas de voltaje, los flujos de potencia y factor de potencia en los alimentadores y la posición del tap en los transformadores. Este estudio se limita, a la simulación del comportamiento eléctrico para seleccionar el mejor esquema de distribución interna en la planta. Se evaluara la distribución en Media Tensión como primer escenario considerando una distribución a las S/E del área de Servicios y Módulos 1 & 2 en 4,16 kV y un segundo esquema distribuyendo a las Subestaciones antes mencionadas en 34,5 kV. Para todos los escenarios se determinara el flujo de potencia y perfiles de tensión en las barras de 34.5, 4.16 y 0.480 kV de la Subestación EPM-2, Módulos y Servicios. Para la realización del estudio se utilizó el programa computacional ETAP® Versión 5.0.3, el cual es reconocido para estudios de sistemas de Potencia en la industria petrolera y empresas de servicio eléctrico. 6.3.1 CRITERIOS DE CALIDAD DE SERVICIO Según la Norma NEMA MG-1, calidad de servicio se define como: “Las máquinas de inducción deberán operar adecuadamente en condiciones de carga nominal con variaciones máximas en la tensión y frecuencia de: - ± 10% de la tensión, a frecuencia nominal. - ± 5% de la frecuencia nominal, a tensión nominal. - Una variación combinada de tensión y frecuencia del ± 10% (valor absoluto de la suma) de los valores nominales, sin que la frecuencia experimente variaciones 60 mayores de ± 5% del valor nominal”. 6.3.2 VARIACIONES DE TENSIÓN • Operación Normal En operación normal, las variaciones de tensión permisibles en el Sistema de Distribución primaria serán los siguientes: TABLA VI. Valores Límites de Tensión para Condiciones Normales. Tensión Nominal de la Límite Superior Voltaje de Límite Inferior Voltaje Barra (Voltios) Servicio de Servicio 34500 36230 / 105,00% 33640 / 97,50% 4160 4370 / 105,00% 4050 / 97,35% 480 504 / 105,00% 456 / 95,00% Fuente: ANSI 84.1-1995. No obstante, para este estudio, en operación normal, la variación de tensión del límite inferior nunca estará por debajo del 97.53 % de la tensión nominal. • Operación en Contingencia En operación en contingencia, las variaciones de tensión permisibles en el Sistemas de Distribución primaria serán los siguientes: TABLA VII. Valores Límites de Tensión para Condiciones de Contingencia. Tensión Nominal de la Límite Superior Voltaje Barra (Voltios) de Servicio 34500 36490 / 105,77% 4160 4400 / 105,77% 480 504 / 105,00% Fuente: ANSI 84.1-1995. • Límite Inferior Voltaje de Servicio 32780 / 95,00% 3740 / 89,90% 440 / 91,66% Regulación de Tensión El estudio será realizado considerando una regulación de tensión nominal máxima en la Subestación Eléctrica N°3 – Morichal de +2% (102%). 61 6.3.3 DESCRIPCIÓN DEL MODELO DEL SISTEMA ELÉCTRICO BAJO ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA Los límites del Sistema Eléctrico analizado, se consideran aguas arriba la barra de 34,5 kV de la Subestación 3 de PDVSA y aguas abajo las barras de los CDP 480 V. En los CDP y CCM de 480 V se representan la demanda como carga concentrada. En los CCM de 4.16 kV, se representan los motores en forma discreta para una evaluación mas detallada de su comportamiento en el sistema. Las cargas concentradas también representan el comportamiento del resto de los motores de menor capacidad. 6.3.4 ESCENARIOS DE SIMULACIÓN PARA EL ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA Simulación para Condición de Operación NORMAL, de CONTINGENCIA y de VACIO considerando la Subestación EPM-2 y Áreas de Servicios con reducción 34,5/4,16 kV y las subestaciones Módulos 1 y 2 en 4,16 KV. En estos escenarios se considera la operación del sistema con las demandas contempladas en el análisis de cargas. Los escenarios de Simulación considerados en este estudio son los siguientes: 6.3.4.1 CASO 1 (OPERACIÓN NORMAL) Para condición de operación Normal con el interruptor de enlace de barras en la Subestación EPM-2 (SW-12B-01) en posición Abierto. En esta condición la variación del límite inferior de tensión será el indicado en la TABLA XXI. 6.3.4.2 CASO 2A (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR (T-12B01) 34,5/4,16KV, 20/26 MVA 62 Para condición de operación en Contingencia con la salida de uno del Transformador de 34,5/4,16 KV (T-12B-01). Para este análisis se considera el interruptor de enlace de barras en la Subestación EPM-2 (SW-12B-01) en posición Cerrado. En esta condición la variación del límite inferior de tensión será el indicado en la TABLA XXII. 6.3.4.3 CASO 2B (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR (T-12B02) 34,5/4,16KV, 20/26 MVA Para condición de operación en Contingencia con la salida de uno del Transformador de 34,5/4,16 KV (T-12B-02) . Para este análisis se considera el interruptor de enlace de barras en la Subestación EPM-2 (SW-12B-01) en posición Cerrado. En esta condición la variación del límite inferior de tensión será el indicado en la TABLA XXIII. 6.3.4.4 CASO 3 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR T-12L-01; 4,16/0,48 KV; 1,5 MVA. Para condición de operación en Contingencia con la salida del Transformador (T-12L-01) de 4,16/0,48 kV, 1,5 MVA. Para este análisis se considera el interruptor de enlace de barras en el Centro Control de Motores CCM-12N-02-A en posición Cerrado. En esta condición la variación del límite inferior de tensión será el indicado en la TABLA XXIV. 6.3.4.5 CASO 4 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR T-12B-03; 34,5/4,16 KV; 7,5 MVA. Para condición de operación en Contingencia con la salida del Transformador (T-12B-03) de 34,5/4,16 kV, 7,5 MVA. Para este análisis se considera el interruptor de enlace de barras en el Switchgear (SW-12L-04 A/B) en posición Cerrado. En esta condición la variación del límite 63 inferior de tensión será el indicado en la TABLA XXV. 6.3.4.6 CASO 5 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN LÍNEA AÉREA 34,5 KV, SUBESTACIÓN N° 3 – SUBESTACIÓN EPM-2 Para condición de operación en Contingencia con la salida de una de los Circuitos de la línea 34,5kV. Para este análisis se considera el interruptor de enlace del Switchgear 34,5 kV (SW-12B-01A/B) en posición Cerrado. En esta condición la variación del límite inferior de tensión será el indicado en la TABLA XXVI. 6.3.4.7 CASO 6 (OPERACIÓN EN VACÍO) PARA ESTE ESCENARIO SE PRESENTA EL SISTEMA OPERANDO EN VACÍO, ES DECIR TODAS LAS BARRAS ENERGIZADAS Y SIN NINGUNA CARGA CONECTADA En esta condición de operación Normal se considera todo el sistema operando sin fallas y sin ninguna carga conectada. Para este análisis se consideran todos los interruptores de enlace de barras en las Subestaciones, en posición Abierto. En esta condición la variación del límite inferior de tensión será el indicado en la TABLA XXVII. 6.4 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO Los estudios de cortocircuito son realizados para determinar la magnitud del flujo de corriente esperada a través de un sistema de potencia, para varios intervalos de tiempo luego de ocurrida una falla. La magnitud del flujo de corriente a través del sistema varía con el tiempo hasta que logra una condición de estado estable. Este comportamiento es debido a las características dinámicas del sistema. Durante ese tiempo los sistemas de protección son llamados a detectar, interrumpir o aislar la falla. La capacidad requerida para los equipo debe ser superior a 64 la magnitud de la corriente, la cual depende del tiempo de duración de la falla. [33] El alcance de este estudio es determinar los niveles de cortocircuito trifásico y monofásico a los que pueden estar sometidas las barras de 34,5, 4,16 y 0.480 kV de la Subestaciones: EPM-2, Módulos 1&2, Área de Servicios, S.C.I, y Edificaciones. También, para la realización del estudio se utilizó el programa computacional ETAP® Versión 5.0.3. 6.4.1 BASES DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO El estudio se realiza en diferentes barras del sistema tanto para fallas trifásicas como para monofásicas. Toda la información obtenida es usada para seleccionar la capacidad de cortocircuito de los breakers y switchgear que se instalarán en el sistema. El método de cálculo se basa en lo establecido en la Norma ANSI C84.1-1995 “Power Systems and Equipment - Voltage Ratings” y las Normas IEEE 399 – 1999 “IEEE Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems Analysis” (IEEE Brown Book) e IEEE Std 242-2001 “IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems – The Buff Book”. Para el cálculo de cortocircuito, se considera una fuente de voltaje equivalente en el punto de falla, igual al voltaje de prefalla en la barra de la contingencia, reemplazando todas las fuentes de voltaje externas. Todas las máquinas son representadas por sus impedancias internas. Estas impedancias del sistema son asumidas balanceadas en las tres fases. Las capacitancias y cargas estáticas se desprecian. Se utiliza el método de las componentes simétricas para el cálculo de las fallas desbalanceadas. Además de que se realizan los cálculos de corrientes de cortocircuito trifásico para el Momentary Duty e Interrupting Duty y para la falla monofásica. 65 6.4.2 DESCRIPCIÓN DEL MODELO DEL SISTEMA ELÉCTRICO BAJO ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO Los límites del Sistema Eléctrico analizado, se consideran aguas arriba la barra de 34,5 kV de la Subestación N°3 y aguas abajo las barras de los Centro de Distribución de Potencia CDP 480 V. En los Centro Control de Motores CCM 480 V se representan la demanda como carga concentrada. 6.4.3 ESCENARIOS DE SIMULACION DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO Se plantean dos escenarios de simulación evaluándose para cada uno el comportamiento ante eventuales fallas trifásicas y monofásicas, respectivamente. Los casos en estudio se describen a continuación: 6.4.3.1 CASO 1 – FALLA EN LAS BARRAS DEL SISTEMA – (ENLACE EN SW-12B-01 A/B ABIERTO) Para este escenario se plantea el sistema operando en condiciones Normales con el enlace de barras en el Switchgear 34,5 KV (SW-12L-01 A/B) en posición Abierto. Para este escenario se considera el sistema operando bajo las condiciones de carga requeridas para las demandas de los módulos 1 y 2 de la PLANTA DESHIDRATACIÓN-DESALACIÓN EPM-2. Se evalúan el sistema simulando cortocircuitos trifásicos y monofásicos en las principales barras del sistema. 6.4.3.2 CASO 2 – FALLA EN LAS BARRAS DEL SISTEMA – (ENLACE EN SW-12B-01 A/B CERRADO) Para este escenario se plantea el sistema operando con el enlace de barras en el 66 Switchgear 34,5 KV (SW-12L-01 A/B) en posición Cerrado. Para este escenario se considera el sistema operando bajo las condiciones de carga requeridas para las demandas de los módulos 1 y 2 de la PLANTA DESHIDRATACIÓN-DESALACIÓN EPM-2. Se evalúan el sistema simulando cortocircuitos trifásicos y monofásicos en las principales barras del sistema. 6.5 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS Una Subestación Eléctrica es una instalación empleada para la transformación del voltaje de energía eléctrica, donde el componente principal es el transformador. Las subestaciones eléctricas reductoras se usan para bajar el nivel de voltaje a niveles aptos para su utilización dentro de la “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2”. El levantamiento de campo en su primera visita constató la ubicación de la Subestación Eléctrica 3 que forma parte de la Subestación Eléctrica Principal Morichal existente. Durante la segunda visita, se concluyó que existirá deforestación del terreno adyacente a la Sub-estación Principal Morichal para ubicar los pórticos de salida del nuevo corredor. Se prevé ampliar el Swichtgear Existente de 34,5 kV en la subestación eléctrica 3, incorporándole seis nuevas celdas para alimentar las tres rutas doble ternas a diseñar. [16] Como último punto tocado durante la visita, se verificó con el GPS (Mediciones con Sistema de Posicionamiento Global) los vértices de la Sub-estación Eléctrica Morichal Existente y de la Nueva Área para EPM-2. Las coordenadas arrojadas para los vértices de la instalación EPM-2 son las siguientes: TABLA VIII. Coordenadas Geográficas de los vértices de Instalación de la Planta de Desalación y Deshidratación de la Estación Principal EPM-2. Planta de Desalación y Deshidratación de Estación Principal EPM-2 Vértice Coordenadas (UTM) Norte Este V1 980.677 488.212 67 V2 V3 V4 980.677 979.791 979.791 486.882 486.882 488.212 TABLA IX. Coordenadas Geográficas de los vértices de Instalación de la Sub-estación Eléctrica Principal Morichal Existente. Sub-estación Eléctrica Principal Morichal Existente Vértice Coordenadas (UTM) Norte Este V1 977.527 488.702 V2 977.415 488.698 V3 977.552 488.904 V4 977.440 488.694 El diseño de la subestación eléctrica se realiza para satisfacer la demanda de energía de las instalaciones. La Subestación Eléctrica Principal EPM-2 tendrá una edificación que será de un solo nivel, construida en estructura metálica, sobre fundaciones directas, con cerrado en mampostería y una altura de 3.50 m que permita la instalación de las celdas de distribución, los CCM requeridos para la planta y los servicios auxiliares como UPS, sistema DC, etc. En la tercera visita de campo, realizada el 12 de agosto de 2006, se solicitaron los niveles de cortocircuito Trifásico, Bifásico, Monofásico y Bifásico a Tierra con sus impedancias equivalente (X/R) según el Standard ANSI a un voltaje de Pre-falla de 1.05 pu con duración de 30 ciclos y con el anillo cerrado. [16] Las capacidades de cortocircuito de los equipos en la S/E existente N° 3 entregados por PDVSA son: TABLA X. Capacidad de Cortocircuito de equipos de Subestación Eléctrica Nº 3. 1200 amp - 12 kA Interruptor en 34,5kV 1200 amp - 31,5 kA Interruptor 115 kV 68 Interruptor 13,8 kV 1250 amp - 500 MVA Secc en 34,5 kV Secc en 115 kV 600 amp - 20 kA 1200 amp - 20 kA Bus 115 kV Bus 34,5 kV Bus 13,8 kV 1200 amp - 31,5 kA 2000 amp - 1500 MVA 1250 amp -10 kA También durante esta visita se propuso, formalmente, las tres rutas independientes doble terna para cada Proyecto COM, PTM y EPM-2 por el mismo corredor para mejores facilidades operativas, de mantenimiento y económicas. La estatal PDVSA estudiará la propuesta de tal forma de integrar este proyecto con Centro Operativo Morichal y Patio de Tanques Morichal. Los tres circuitos van a partir de la Sub-Estación Eléctrica Nº 3 y Servicios Eléctricos entregara una visualización formal a PDVSA Proyecto Oriente. El levantamiento de campo realizado en la cuarta visita, de fecha 16 de Noviembre de 2006, dictaminó los lineamientos sobre la contratación del Levantamiento topográfico y detección de metales en los que se puntualiza la precaución del levantamiento del área entre torres y postes de conducción eléctrica y el área interior de la Sub-Estación Eléctrica existente. De la misma forma se dictamina la detección de metales en el área debajo de la torres y líneas eléctricas existentes y la determinación de la altura de las líneas eléctricas existentes incluidas en la franja paralela a la carretera entre EPM -1 y EPM -2. [16] Se establece, también, el levantamiento de detalle y detección de metales entre el área de la Sub-Estación Eléctrica y los pinos (estos incluidos, en dirección EPM -2) para posible ubicación de pórticos de salida. La Sub-estación Eléctrica, en su diseño propuesto, tendrá un patio externo, con un área suficiente, donde se ubicarán los transformadores de potencia con sus respectivas fundaciones, se 69 evaluará el uso de pantalla de protección en caso de explosión alrededor de los transformadores. Adicionalmente, el patio tendrá un piso de piedra picada con un cercado perimetral en malla tipo ciclón y 2,10 m de altura. El funcionamiento de la “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2” está divido en áreas, por lo cual, cada una poseerá un subestación eléctrica asociado a sus procesos. Cada una de estas subestaciones tendrá las siguientes caracteristicas: La Subestación Eléctrica del Área de Módulos 1 y 2 estará conformada por: dos (02) transformadores con relación de transformación de 34,5/4,16 kV, dos (02) transformadores con relación de transformación de 4,16/0.48 kV, cuatro (04) salas de distribución que tendrán equipos en Baja Tensión (Centro de Distribución de Potencia) en 480 V y un solo Centro de Control de Motores de 480 V, que permitirá energizar todos los motores y cargas ubicados en el área de los dos módulos. La Subestación eléctrica del Área de Servicios estará conformada por: dos (02) transformadores con relación de transformación de 34,5/4,16 kV, dos (02) transformadores con relación de transformación de 4,16/0.48 kV, dos (02) salas de distribución que tendrán equipos en Baja Tensión (Centro de Distribución de Potencia) en 480 V y un Centro de Control de Motores de 480 V, que permitirá energizar todos los motores y cargas ubicados en el área de servicios. Esta Subestación alimenta las cargas eléctricas del sistema de tratamiento de aguas, aguas negras, sistema de aire de instrumentos y diluentes. Todas estas cargas están ubicadas al Sur de la planta EPM-2. El Sistema Contra Incendios (SCI) será una Subestación de tipo Intemperie, constará de dos (2) llegadas desde el pórtico 34,5kV hasta los seccionadores fusibles de llegada al SCI, desde estos equipos se canalizará hasta dos (2) transformadores (cada uno con suficiente capacidad para asumir la carga completa del SCI). 70 6.6 RUTA DE LÍNEAS ELÉCTRICAS DE 34,5 KV Para el Ruteo de Línea a diseñar, el levantamiento de campo en su primera visita, realizada el 2 de Agosto, consistió en identificar y ubicar la Estación Principal Morichal (EPM-1) existente, verificando que no hubiese interferencia para las nuevas rutas de líneas eléctricas 34,5 kV a construir. La líneas serán de aproximadamente 3 Km de longitud desde las adyacencias de la Estación Principal Morichal (EPM-1) y de la Subestación Eléctrica 3 hasta la “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2”. También se identificó que tanto la zona de la nueva planta como en los futuros corredores de las líneas eléctricas son, en su gran totalidad, áreas a desforestar. [16] Durante la segunda visita de campo, realizada el 09 de agosto de 2006, se acordó considerar una visualización previa hecha por PDVSA, a través de una presentación dada por Personal de Servicios Eléctricos, en la Subestación Eléctrica Morichal en donde se diseñara un corredor de líneas eléctricas con tres rutas doble terna paralelas de 34,5 kV a desarrollar, que suministrarán energía a las nuevas áreas que ocuparán los proyectos Centro de Operaciones Morichal (COM), Patio de Tanques Morichal (PTM) y la Estación Principal Morichal–2 (EPM–2) desde la Subestación Eléctrica N° 3 existente. El uso de un sistema doble terna viene dado a la expansión que se le hará al switchgear existente en seis nuevas celdas. El numero de nuevas celdas esta relacionado con las nuevas áreas que ocuparán los futuros proyectos Centro de Operaciones Morichal (COM) y Patio de Tanques Morichal (PTM), con respecto a la Estación Principal Morichal – 2 (EPM – 2). Cada nueva área le corresponderá cada par de circuitos de la nueva línea de transmisión. 71 6.6.1 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO El diseño del aislamiento en subestaciones eléctricas está íntimamente relacionado con el aislamiento en las líneas de transmisión, por ser aquéllas el punto de llegada o salida de éstas. Por esto, se considera la selección de los niveles de aislamiento de todos los equipos y aisladores para reducir la probabilidad de flameos, salidas y fallas en los equipos a un índice aceptable para obtener máxima confiabilidad al mínimo costo. Entre los aspectos a considerar se destacan los siguientes: - Nivel de aislamiento transitorio: Incluye el nivel básico de impulso (NBI) y al nivel básico por maniobra de interruptores (NBS) y distancias mínimas de no Flameo. TABLA XI. Valores Límites para Nivel de aislamiento transitorio. Tensión Máxima entre fases (kV) 36 Nivel Básico de Aislamiento al Impulso (1.2x50 Microsegundos) 200 Distancia mínima de no flameo (cm) 32 - Tensiones resistentes por impulso de rayo o por maniobra. - Dispositivos de protección contra sobretensiones. - Hilos de guarda y bayonetas. - Cuernos de arqueo. - Pararrayos: tensión de arqueo y corriente de descarga. - Resistencia del Aislamiento de los equipos a los esfuerzos eléctricos. - Pruebas Dieléctricas en los equipos de subestaciones. - Tensiones de maniobra permisibles de los equipos. - Margen de protección. 72 - Distancia de instalación de los pararrayos. [5] 6.6.2 DISTANCIAS DE SEGURIDAD La ubicación de equipos mayores será tomada de la tabla N° 1 de las Especificaciones Técnicas para Distancias de Seguridad, Norma NS-P 401 de CADAFE. El área de la subestación eléctrica comprenderá un retiro de 2 veces la separación mínima de seguridad entre equipos (3,5 m), desde cualquier pórtico o equipo hasta la cerca. De acuerdo a la Norma 58-87 de CADAFE Diseño para Líneas de Alimentación y Redes de Distribución, la separación mínima Horizontal entre líneas de líneas de 34,5 kV es de 57cm (De acuerdo a la TABLA N° 7 de esta Norma). De acuerdo a la Norma 58-87 de CADAFE Diseño para Líneas de Alimentación y Redes de Distribución La Separación mínima Vertical entre líneas de 34,5 kV es de 47cm (De acuerdo a la TABLA N° 10 de esta Norma). De acuerdo a la Norma 58-87 de CADAFE Diseño para Líneas de Alimentación y Redes de Distribución La Separación Mínima Vertical u horizontal entre líneas de circuitos de diferentes tensiones sobre la misma estructura metálica es de 100 cm (De acuerdo a la TABLA N° 9 de esta Norma). Siempre y cuando, ocupen posiciones en lados opuestos de la estructura de soportes o crucetas de poste y los conductores de tensiones más altas ocupen las posiciones más externas y los de tensiones más bajas ocupen las posiciones mas internas. 6.7 CLASIFICACIÓN DE ÁREAS Las áreas que contemplan el Proyecto “Planta Deshidratación – Desalación EPM-2”, serán clasificadas de acuerdo a su tipo y grado de peligrosidad. Para definir el tipo de instalación para un área clasificada, se usarán como referencia los artículos 500 a 505 del Código Eléctrico 73 Nacional (CEN) y la norma API RP-500. Las cubiertas de equipos y dispositivos eléctricos a ser instalados dentro de las áreas clasificadas deben estar de acuerdo con la clasificación indicada y ser certificados por Underwriters Laboratories INC. En áreas no clasificadas, las cubiertas de equipos tendrán cerramiento NEMA de acuerdo a su ubicación, servicio y condiciones ambientales del lugar de instalación. Se evitará la instalación de equipos en áreas peligrosas. 6.8 NIVELES DE VOLTAJE Las cargas eléctricas a instalar en la Planta Deshidratación - Desalación EPM-2 serán diseñadas para operar con los voltajes nominales siguientes: - Distribución Primaria: 34500 V, 3 fases, 60 Hz. - Distribución Secundaria: 4.160 V, 3 fases, 60 Hz. - Celdas de Seccionamiento: 4.160 V, 3 fases, 60 Hz. - CDP´s: 480 V, 3 fases, 60 Hz. - CCM´s: 480 V, 3 fases, 60 Hz. - Motores entre 1 HP y 150 HP: 480 V, 3 fases, 60 Hz. - Control de motores: 120 V, 1 fase, 60 Hz. - Iluminación Exterior: 480 / 277 V, 1 fase, 60 Hz. [3] En operación normal, las caídas de tensión máximas permisibles en los alimentadores eléctricos serán las siguientes: - Distribución Primaria 1% - Distribución secundaria 2% - Alimentador de motores 5% 74 - Circuitos de iluminación 3 % [3] Para la identificación de los Niveles de Tensión, se procedió a asignarle una letra a cada uno de los valores usados en el Proyecto: TABLA XII. Identificación de Niveles de Tensión. H J B D L N 115 kV 69 kV 34,5 kV 13,8 kV 4,16 kV 480 V o menos Estas letras son usadas en la conformación de TAG que identifica a cada uno de los equipos que serán diseñados. [9] 6.9 EQUIPOS ELÉCTRICOS Las subestaciones eléctricas se diseñarán en base a una serie de Equipos Eléctricos. Los Equipos Eléctricos tendrán una sala y un patio de transformadores dentro de la propia subestación donde se alojarán. Gabinetes de protección de salidas de línea y enlace de barras de 34,5 kV con medición de salidas, en kW-hora y kVAR-hora, Switchgear 34,5 kV, Switchgear 4,16 kV, Centro de Control de Motores CCM de 480V, Transformadores Secos, Transformadores de Potencia, Transformadores de Tipo Pad Mounting, Centro de Distribución de Potencia (CDP), Tableros Sistema de Corriente Continua (S.A.C.C) y Equipos UPS son algunos de los equipos que se definen dentro de la Ingeniería Básica del Proyecto Planta Deshidratación - Desalación EPM-2. Adicionalmente, al lado de la Sala de equipos se construirá un cuarto de baterías, para la instalación y funcionamiento de baterías tipo Níquel-Cadmio selladas. El dimensionamiento de esta caseta vendrá dado por estimación del tamaño de los equipos a ser instalados en la 75 subestación eléctrica. Las características de las cargas especificas conectados a estos equipos eléctricos se encuentran tabuladas en el Apéndice C de este informe. A continuación, se describen los requerimientos para la selección y diseño de equipos: 6.9.1 TRANFORMADORES Se denomina transformadores el elemento de transferencia de energía primordial, resulta ser una máquina electromagnética que permite aumentar o disminuir el voltaje o tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo presenta un pequeño porcentaje de pérdidas, dependiendo de su diseño, tamaño, etc. Los Transformadores deben cumplir especificaciones técnicas antes de colocarse en las nuevas instalaciones asociadas al “Proyecto Planta de Deshidratación y Desalación EPM-2”, de tal manera que cumplan con los requerimientos y especificaciones de PDVSA. Es por ello que se definen los siguientes tipos de transformadores ofertados para el diseño de Ingeniería Básica: 6.9.1.1 TRANSFORMADORES TIPO PEDESTAL DE 4.16/ 0.28 KV (PAD MOUNTING) Para el diseño de los Transformadores Tipo Pedestal de 4.16/ 0.28 Kv (PAD MOUNTING) se considera, como condiciones de operación, que el voltaje y la frecuencia de la fuente de alimentación no variarán más allá de: - Voltaje: ± 10% - Frecuencia: ± 5% Considerándose que una variación extrema de voltaje no ocurrirá simultáneamente con una variación extrema de frecuencia y viceversa. 76 El aumento de temperatura de los transformadores de potencia será 65 ºC. Los transformadores, con todos sus accesorios deberán resistir sin daños ni deformaciones y mantenerse operando continuamente a su carga nominal durante y después de estar sometidos a las cargas, en cualquier toma de regulación y bajo las condiciones ambientales especificadas anteriormente, no deberán exceder en cualquier circunstancia los aumentos de temperatura que a continuación se indican: Todas las tomas especificadas serán de capacidad completa; es decir, el transformador será capaz de entregar su potencia nominal en forma continua y en cualquier toma sin exceder los aumentos de temperatura especificados. TABLA XIII. Temperaturas asociadas al tipo de Enfriamiento Natural (OA). TIPO DE ENFRIAMIENTO OA (ºC) CLASE Aumento de temperatura promedio medido por resistencia (ºC) Aumento de temperatura del punto más caliente del arrollado (ºC) Aumento de temperatura del aceite en el tope del tanque (ºC) 65 80 65 Las impedancias de los transformadores serán indicadas a la potencia base y no deben ser mayores a 5.7 %. Así como también se establece que el transformador debe ser del grupo vectorial Dyn11. Las cargas que alimentará este tipo de transformador cumplen las siguientes características: - Motores Eléctricos. - Consolas de Control. - Tableros de detección de incendios. - Compresores de Aires acondicionados. 77 - Carga de servicios Generales (Iluminación y tomacorrientes) Las conexiones externas a los terminales de los arrollados y neutros del transformador se harán mediante aisladores pasatapas. En el primario serán del tipo bushing, provistos con terminales para conexión a cable de calibre N° 2, AWG, sólido. En el secundario los aisladores estarán ubicados en una caja de conexión adecuada para salida a conectores de barra tipo plano, para acople con cable. El tanque principal del transformador será construido de láminas de acero soldadas, con cubierta soldada, y tendrá suficiente rigidez para soportar sin deformación permanente los esfuerzos debidos a: - Pleno vacío (menor de 14 psi) sin Líquido Aislante en el tanque. - Llenado de Líquido Aislante de la unidad bajo condiciones de pleno vacío. - Elevación por medio de grúa y gato hidráulico del transformador completo. - Las condiciones propias y los esfuerzos transmitidos por los componentes mayores del transformador, debido a sismos, manejo y transporte. - Las sobrepresiones de prueba (cuando sean requeridas) especificadas en el capítulo de "Pruebas" de esta especificación. Por otra parte, el núcleo será de hojas de acero silicio, grano orientado de bajas pérdidas, laminadas en frío, de alta permeabilidad y con una cifra de pérdidas inferior a 0.6 W/Kg, especialmente adecuado para el propósito a que se refiere, protegidas con silicón y con juntas ranuradas para reducir las corrientes parásitas. Debe ser diseñado y construido, este núcleo, para soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos producidos por los cortocircuitos, según la norma ANSI/IEEE C57.109, y las corrientes de arranque de los motores. 78 Los arrollados deberán ser de cobre y tener características que permitan cumplir con los valores dieléctricos especificados en las normas. A su vez, las bobinas deberán construirse de forma tal que se prevean las expansiones y contracciones debidas a los cambios de temperatura especificados, sin que se produzca abrasión del aislamiento. Todas las conexiones entre secciones de arrollados y entre estos y los aisladores pasa tapas, deberán estar soportadas rígidamente para prevenir daños por vibraciones. Los niveles básicos mínimos de aislación al impulso (“BIL”) para los arrollados y los aisladores pasamuro (Bushing) serán de Clase 5 kV con 60 kV BIL. El transformador de potencia tendrá el sistema de enfriamiento con una capacidad suficiente para que el transformador pueda operar continuamente a su carga nominal sin exceder los aumentos de temperatura indicados. El sistema de enfriamiento natural (OA) consistirá de radiadores, dispuestos en grupos y fijados al tanque principal. Los radiadores estarán diseñados para resistir el pleno vacío y estarán provistos de válvulas de drenaje o de purga. Los transformadores vendrán equipados con un cambiador de tomas en vacío. La tensión nominal del transformador, en vacío, corresponderá con la posición "0" del cambiador de tomas. Este cambiador de tomas será de operación manual, simultánea para todas las fases, estando el transformador desenergizado y cada posición del cambiador de tomas estará diseñada para operar a la plena capacidad del transformador. Las posiciones del cambiador de tomas serán indicadas con secuencias de números de la manera siguiente: +2, +1, 0, -1, -2, en un dial que visualice la posición del cambiador de tomas. Para mayor información, dirigirse al Apéndice B.1.1, correspondiente a Hoja de Datos y Especificaciones Técnicas Garantizadas del Transformador Tipo Pedestal. 79 6.9.1.2 TRANSFORMADORES DE POTENCIA Los transformadores de potencia 34,5/4,160 kV y 4,16/ 0,48 KV serán diseñados y construidos para soportar, sin sufrir daños, los esfuerzos térmicos y mecánicos producidos por cortocircuitos con una duración de dos segundos y magnitudes especificadas en ANSI C.57.12.10. Serán del tipo tanque sellado con una capa protectora de nitrógeno seco presurizado, sobre el aceite, con una relación gas/aceite tal, que los transformadores puedan operar en los rangos de temperaturas indicados sin expedir gas o aceite ni admitir atmósfera alguna a su interior. La cubierta del tanque principal estará construida de láminas soldadas y deberá tener suficiente rigidez para soportar sin deformación permanente los esfuerzos debidos a: - Llenado de aceite de la unidad bajo condiciones de pleno vacío. - Elevación por medio de guía o gato hidráulico del transformador completo. - Las condiciones propias y los efectos transmitidos de los componentes mayores de los transformadores, debido a sismos, manejo y transporte. El núcleo deberá ser de hojas de acero silicio, laminadas en frío, especiales para este servicio, la inducción magnética nominal no deberá ser mayor a 1,65 Tesla. Por otra parte, sus arrollados deben tener un aislamiento medio en los devanados de material de clase A, sistema de aislamiento clase 105 de acuerdo a IEEE C57.12.80 (1992). Los niveles de impulso básico de aislamiento (BIL) y clases de aislamiento serán los indicados en la norma ANSI C57.12. Los aisladores pasa tapas, serán para operación exterior, de porcelana, limitado en las siguientes características de aumentos de temperatura: 80 TABLA XIV. Temperaturas asociadas al tipo de Enfriamiento Natural (OA) y de Ventilación Forzada (FA). TIPO \ ENFRIAMIENTO OA (MVA) FA (MVA) Potencia nominal 15 20 TIPO \ ENFRIAMIENTO OA (º C) FA (º C) 65 65 80 80 65 65 Aumento de temperatura promedio medido por resistencia ºC Aumento de temperatura del punto más caliente del arrollado ºC Aumento de temperatura del aceite en el tope del tanque ºC En caso de utilización de materiales distintos a los indicados, el máximo valor permisible de Sobretemperaturas debe ser establecido considerando con cuidado sus propiedades. Para los resortes, la temperatura no debe comprometer la elasticidad del material utilizado. Los valores para los materiales aislantes estarán acordes con las clases de Normas IEC de más reciente publicación. Las Sobretemperaturas máximas permisibles para terminaciones y mordazas de los Transformadores de Potencial son las siguientes: TABLA XV. Las Sobretemperaturas máximas permisibles para terminaciones y mordazas de los Transformadores de Potencial. Tipo de Material Valor Máximo de Valor Máximo de temperatura en Sobretemperatura °C s en °C Contactos: Cobre desnudo y sus 75 30 aleaciones Plateados o 105 60 Niquelados Estañados 90 45 Conexiones: Aleaciones de Cobre 90 45 y de aluminio desnudo Plateados o 115 70 Niquelados Estañados 105 60 81 Terminales para conexiones: Desnudos 90 45 Plateados, 105 60 Niquelados o Estañados Materiales aislantes sólidos en contacto con partes mecánicas: Y (No impregnadas) 90 45 A (En Aceite) 100 55 E (Papel 120 75 impregnado) B (Papel 130 85 impregnado) F (Resina Aislante) 155 110 H (Resina Aislante) 180 135 Los aisladores pasa tapas del arrollado de Alta Tensión se ubicarán en una garganta la cual estará apernada a la pared del tanque, alineados paralelamente a la cara frontal del transformador, en el segmento indicado en la sección 3 y deberán ser diseñados para mantenimiento y lavado en caliente. Los aisladores pasa tapas del arrollado de Baja Tensión se ubicarán en una garganta la cual estará apernada a la pared del tanque. Ambos aisladores deberán ser adecuados para la máxima capacidad del transformador y capaces de soportar sobrecargas de la forma indicada en ANSI C57.92 (Guía para cargar transformadores). Los terminales de los devanados de A.T. (Alta tensión), M.T. (Media tensión) de los transformadores de potencia 34,5/4,160 kV deberán tener material compatible para cobre y ser del tipo terminal plano 4 huecos, según Norma NEMA El aceite aislante será PURAMIN AD-66 o similar y será suplido por el fabricante. Se debe considerar las características de este aceite en el diseño del aislamiento del transformador, además de la cantidad de litros de aceite necesarios para llenar el tanque principal y los radiadores. 82 El transformador tendrá los sistemas de enfriamiento requeridos, los cuales tendrán una capacidad suficiente para que el transformador pueda operar continuamente a sus correspondientes cargas nominales sin exceder los aumentos de temperatura indicados anteriormente. El sistema de enfriamiento natural (OA) consistirá de radiadores, dispuestos en grupos y fijados al tanque principal, mediante válvulas aislantes de un cuarto de vuelta tipo compuerta. Los radiadores estarán diseñados para resistir el pleno vacío y estarán provistos de válvulas de drenaje y de purga. El sistema de enfriamiento por ventilación forzada (FA) consistirá de ventiladores. El número de ventiladores deberá ser tal que la falla de uno cualquiera de ellos no reduzca la capacidad nominal continua del transformador en más de 5 %. El control de los ventiladores deberá ser manual y automático. Cada transformador vendrá equipado con un sistema de señalización local de alarmas y órdenes de disparo para interruptor o panel anunciador, alojado en el gabinete de control del transformador. Consistirá en un panel anunciador de reposición manual, con indicación visible de operación, el panel podrá ser del tipo discreto conformado por relés o del tipo electrónico. Este panel anunciador deberá estar dividido en dos partes una correspondiente a la alarma mayor y la otra a la alarma menor. Su funcionamiento consiste en recibir la señal de alarma a través de contactos secos, normalmente abiertos, de los equipos a señalizar. Cuando ocurra la avería o falla se cerrará el contacto seco que la representa, en acto seguido en el panel anunciador deberá comenzar a parpadear la señal visual correspondiente o se mostrara una bandera según sea el caso. En la tabla anexa se muestran los textos que deberán emplearse para identificación de las alarmas y órdenes de disparo. 83 TABLA XVI. Textos de identificación de alarmas. DESCRIPCIÓN - Temperatura de aceite - Actuación de la válvula de sobrepresión - Alta temperatura de arrollado - Bajo nivel aceite tanque principal - Actuación del relé de presión súbita - Falla alimentación sistema de enfriamiento - Falla de ventilador - Falla alimentación CA y CC ALARMA Menor Mayor Mayor Mayor Mayor Menor Menor Menor Para los circuitos de fuerza y control descritos la alimentación se dará desde el tablero de CA y CC de la subestación. Es tableros dispondrán de: a. Un circuito de alimentación general de corriente alterna de 60 Hz, 208/120 Vca, 3 φ, 4 hilos que estará conformado por: - Interruptor termomagnético principal. - Un conjunto de barras de donde partirán (cada uno protegido por un interruptor termomagnético), los circuitos de las unidades de enfriamiento, el circuito de servicios auxiliares (iluminación, calentador). Los interruptores termomagnéticos tendrán una capacidad de interrupción de C.A. que dependerá del Estudio de Cortocircuito. b. Un circuito de alimentación de 125 Vcc en corriente continúa para suministro de los dispositivos de control. Los interruptores termomagnéticos que se empleen tendrán una capacidad de interrupción que también dependerá del Estudio de Cortocircuito. Para mayor información, dirigirse al Apéndice B.1.2, correspondiente a Hoja de Datos y Especificaciones Técnicas Garantizadas del Transformador de Potencia. 6.9.1.3 TRANSFORMADORES DEL TIPO SECO Los transformadores tipo seco deben presentar las siguientes características técnicas: 480 84 V/208-120 V, 60 Hz, 3 F, 4 H, %Z= 5,2 con capacidad de 45 kVA, autosoportante, el tipo de cerramiento será apropiado para uso interior (NEMA 12), primario en delta con secundario en estrella, con embobinados de cobre, deberá ser provisto con todos los accesorios y elementos auxiliares necesarios que garanticen su buen funcionamiento y la seguridad del personal. El gabinete de los transformadores será pintado con anticorrosivo de metalización de zing y color gris claro ANSI 70, construido con lámina metálica de 1,9 milímetros de espesor mínimo o calibre 14 en adelante. Los transformadores contarán con una toma externa para ser conectado al anillo de puesta a tierra de la instalación. El acceso de los cables de acometida y los cables de salida será por la parte inferior. Los requerimientos para el diseño, construcción y suministro de los transformadores de distribución Tipo Seco, se complementan con todos los componentes, accesorios e incluye todas las partes menores no especificadas. Para mayor información, dirigirse al Apéndice B.1.3, correspondiente a Hoja de Datos y Especificaciones Técnicas Garantizadas del Transformador Tipo Seco. 6.9.2 CENTROS DE CONTROL DE MOTORES Y LOS CENTROS DE DISTRIBUCIÓN Los Centros de Control de motores y los Centros de Distribución de Potencia son del tipo autosoportante, para uso interior o exterior según aplique, para alojar los arrancadores de motores y alimentadores a tableros. El suministro de los mismos deberá estar de acuerdo con los diagramas unifilares, de control y las especificaciones técnicas. 6.9.2.1 CENTROS DE CONTROL DE MOTORES Los Centro de Control de Motores serán utilizados para alimentar las cargas, en 480V, asociadas a las facilidades eléctricas a la planta. Serán del tipo Metal Enclosed, de uso interior, ubicado en un área no clasificada y deberá ser tropicalizado a fin de protegerlo contra la acción 85 de hongos, parásitos, humedad y polvo. Las celdas estarán operando continuamente a su carga nominal bajo las condiciones ambientales especificadas de Planta y no deberán exceder los aumentos de temperatura siguientes: - Aumento de temperatura del aire en los compartimientos: 20°C - Aumento de temperatura de barras y conexiones: 45°C Los Centro de Control de Motores en baja tensión tendrá el cerramiento y acabado necesario para ser instalado en ambiente interior. El cerramiento será tipo NEMA 12. La tensión de operación será de 480 V, 3 fases, 3 hilos, 60 Hz. Las variaciones en el sistema eléctrico estarán comprendidas dentro de los siguientes valores: - Tensión: + 10% - Frecuencia: + 5% Los interruptores principales y el enlace de barras serán interruptores de potencia en aire, extraibles, con mecanismo de operación del tipo energía almacenada (por medio de resortes), de operación eléctrica y con enclavamiento entre sí tal que no se permita la operación en paralelo de ambas fuentes de alimentación con el interruptor de enlace cerrado. Estos interruptores deberán ser idénticos.La alimentación principal estará compuesta por 3 barras de fase y una barra de tierra a lo largo de todo el tablero de capacidad adecuada. [7] Los Centros de Control de Motores de 480 V deberán estar provistos con rejillas de ventilación necesarias de acuerdo al área a ventilar y estarán protegidas de la entrada de animales o insectos por medio de filtros, y deberán ser identificados en sus extremos de acuerdo a los requerimientos del cableado. Las regletas de conexión a utilizarse serán aptas para tensiones de 600 VAC en casos de fuerza y control y utilizarán terminales de tornillo para sujetar conectores para cables. 86 Los CCM poseen, por diseño del sistema, interruptores de potencia del tipo energía almacenada, extraíbles horizontalmente para un voltaje de 600 V. El sistema de extracción de los interruptores deberá permitir las siguientes posiciones: - Servicio: Conectado a las barras de fuerza. - Prueba (Mantenimiento): desconectado de las barras de fuerza y con control conectado, dentro del compartimiento con la puerta cerrada. - Retiro: removido del compartimiento. El interruptor deberá tener indicadores, los cuales muestren el estado del mismo (abierto cerrado), la posición del mecanismo de disparo (cargado - descargado) y la posición del interruptor (servicio-prueba-retiro). La tensión de control del interruptor será de 120 VAC para alimentadores principales y enlace de barras. La tensión de alimentación del mecanismo de operación de los interruptores (cargador resorte) será de 120 VAC. La tensión de 120 VAC será tomada de un transformador de control de 480/120V ubicado antes de los interruptores principales. Para mayor información, dirigirse al Apéndice B.2, correspondiente a Hoja de Datos y Especificaciones Técnicas Garantizadas del Centro de Control de Motores. 6.9.2.2 CENTROS DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA Los Centro de distribución de Potencia en 4,16 KV serán tipo Metal Clad, de uso interior, ubicado en un área no clasificada y deberá ser tropicalizado a fin de protegerlo contra la acción de hongos, parásitos, humedad y polvo. Las celdas blindadas “METAL CLAD” del CDP de 4,16 kV, serán de 3 fases, 3 hilos. Los terminales de A.T (Alta Tensión) de las celdas de entrada ó salida serán tipo 2 ó 4 huecos según norma NEMA, para conductores de cobre y deberá preverse el espacio suficiente para la conexión de los conductores que se requieran según las corrientes nominales. Los 87 terminales para la conexión a tierra serán de cobre para conductores calibre 4/0 AWG. Las barras principales, las derivaciones y las barras de puesta a tierra deberán ser de cobre electrolítico de alta conductividad, de sección rectangular y con bordes redondeados. Las distancias mínimas entre fases y entre elementos activos de alta tensión y masa, deberán cumplir lo especificado por las normas ANSI C19.3 y C19.6 correspondientes. El arrancador y parada de los motores tendrán la siguiente filosofía: - Control local: desde estaciones pulsadoras (arranque/parada) ubicadas en el Centro de Control de Motores. - Automático: Por medio de información o permisivos provenientes desde el PLC en la Sala de Control. Se instalará cerca del motor una estación selectora (Local-Off-Automático) para determinar el tipo de arranque. El CDP posee un carro extraíble contenido en una celda de construcción robusta y que presenta una puerta delantera. Todas las maniobras de "Introducción" y de "Extracción" del carro deben ser realizadas por el frente de la celda y un enclavamiento adecuado que impida al operador maniobras equivocadas. [30] El carro extraíble del interruptor podrá asumir, con relación a la celda las siguientes posiciones: - "En operación": circuitos principales y servicios auxiliares conectados. - "Prueba": circuitos principales seccionados, circuitos auxiliares conectados o circuitos auxiliares seccionados. - "Extraído": Circuitos principales y auxiliares seccionados, carro extraído parcialmente de la celda. 88 En las posiciones " En operación " y "prueba" el carro queda dentro de la celda con puerta cerrada. A su vez, el CDP tendrá transformadores de corriente montados en el compartimento de alta tensión de la celda en forma fija (no extraíble). Los secundarios de los transformadores de corriente deberán estar cableados a borneras terminales apropiadas situadas en el compartimento de baja tensión de la celda, con cable calibre # 10 AWG. Dichas borneras tendrán facilidades para cortocircuitar los secundarios del transformador de corriente. Se deberá prever dos (2) núcleos en los transformadores de corriente en las celdas de llegada, uno para protección de sobrecorriente y uno de “reserva”. Existirán transformadores de tensión montados en una celda propia, independiente del resto de las celdas y serán extraíbles; previniéndose la desconexión del circuito primario y la puesta a tierra del transformador, antes de que sea posible tener acceso al mismo. Su relación de transformación y sus conexiones deberán cumplir con las normas ANSI correspondientes. Además, deberá preverse un enclavamiento mecánico entre el interruptor del secundario y la puerta o mecanismo seccionador del primario. El BIL de los transformadores de tensión deberá ser 75kV BIL. Para mayor información, dirigirse al Apéndice B.3, correspondiente a Hoja de Datos y Especificaciones Técnicas Garantizadas del Centro de Distribución de Potencia 4,16 kV. 6.9.2.3 TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA DE LOS CENTRO DE CONTROL DE MOTORES Y CENTROS DE DISTRIBUCION DE POTENCIA Los Centros de Control de Motores y los Centros de Distribución de Potencia serán equipados con un sistema de transferencia automática, que permita alimentar a una barra cualquiera, desde la fuente de alimentación de la otra barra. En general el sistema de transferencia 89 debe cumplir con lo establecido en la especificación PDVSA N-201, Obras Eléctricas, capítulo 9. La transferencia automática siempre será inicializada por una señal de baja tensión en el alimentador principal de alguna de las barras del Centro de Control de Motores. La tensión del alimentador deberá caer por debajo del 70 % de la tensión nominal con un retardo al tiempo entre 0,1 a 1,5 segundos. Una vez detectada la señal de baja tensión, la transferencia deberá ser bloqueada durante un período de 3 segundos para dar tiempo a una posible restauración de la tensión en la línea y evitar así transferencias innecesarias cuando el voltaje retorne a ambas líneas, dentro de estos 3 segundos. 90 FIGURA Nº 5. Diagrama unifilar de una subestación con Secundario Selectivo con transferencia automática que tiene el inicio de la operación de transferencia desde la subestación fuente y con protección en el secundario del Transformador. [2] 91 La transferencia automática deberá ser bloqueada bajo las siguientes condiciones: - Cuando alguno de los interruptores asociados a ella esté en posición de prueba o retirado. - Cuando alguno de los interruptores principales esté abierto. - Cuando el interruptor principal detecte una corriente de falla en el alimentador. - Cuando la tensión de la otra fuente de alimentación sea menor de la tensión nominal. El interruptor de enlace no debe ser cerrado hasta que el voltaje residual haya caído por debajo del 25 % de la tensión nominal. El sistema de control permitirá realizar manualmente una transferencia para remover una línea de alimentación o para reponer una línea de alimentación luego de una transferencia, para ello el sistema contará con un selector de tres (3) posiciones, una para el interruptor de enlace y las otras dos para cada uno de los interruptores principales. 6.9.3 INTERRUPTORES Los interruptores de potencia para 34,5 kV serán del tipo tanque muerto, con los transformadores de corriente incorporados en los bushings del interruptor. El medio de aislamiento y de extinción del arco será SF6, para instalación a la intemperie. 6.9.4 SECCIONADORES Los seccionadores de 34,5 kV serán ser tripolares, para montaje y apertura horizontal. El mecanismo de accionamiento para apertura y cierre deberá ser operado manualmente. Los seccionadores a ser instalados en cada salida de línea deberán contener un seccionador tripolar de 92 puesta a tierra. Dichos seccionadores deberán tener un enclavamiento mecánico entre ellos. Los seccionadores de 4,16 kV serán tripolares, para montaje y apertura horizontal vertical. Todo de acuerdo a la Norma 52-87 de CADAFE Normas de Diseño para Líneas de Alimentación y Redes de Distribución Seccionamiento en Redes Primarias de Distribución. 6.9.5 SISTEMAS DE CORRIENTE CONTINUA DE 125 VCD Los equipos deberán ser diseñados, construidos y probados con las recomendaciones de las normas PDVSA Manual de Ingeniería de Diseño Volumen 4-II N° 90619.1.055 Equipos de UPS y 90619.1.056 Batería de la estación y equipos asociados. La unidad de suministro de corriente directa debe ser diseñada para minimizar cualquier riesgo de cortocircuito y además garantizar la seguridad operacional y personal bajo todas las condiciones de operación, inspección y mantenimiento. La fuente de alimentación principal será conectada a la carga a través de un interruptor termomagnético, con la finalidad de desconectar el suministro de energía de entrada en condiciones normales caso que fallen las protecciones del cargador / rectificador. El cual podrá suministrar una corriente de sobrecarga hasta 125% de la corriente de plena carga. Además estará diseñado para que en la eventualidad de una falla a la salida del cargador, estando la alimentación principal de C.A. conectada, el retorno producido por la barra externa C.C. no cause daño a los componentes del cargador para esto deberá estar internamente provisto de un limitador de corriente para sobrecargas mayores y una sección de filtro instalada en el lado de salida CD del circuito de rectificación, que permita un contenido de fluctuación de voltaje inferior a 30 milivoltios RMS bajo demanda constante. El sistema de corriente continua deberá estar integrado por: 93 - Cargador / Rectificador TABLA XVII. Características Técnicas del Cargador Rectificador del Sistema de Corriente Continua de 125 Vdc. Tipo interior Instalación NEMA 12 Grado de protección cubierta Autosoportante Montaje Posterior Entrada y salida de cables Gris claro (ANSI 61) Acabado 30ºC Temperatura ambiente de operación (*) Peso 20 años Vida útil Ferroresonante Tecnología No redundante Tipo 208 Vca Tensión nominal de entrada +10%, -15% Variación de la Vn de entrada +/- 1% Variación de la Vn de salida +1% Variación de la V en régimen permanente 5.200 VA Carga de diseño Relé de alarma bajo voltaje de baterías Sí Sí Detector de falla a tierra Sí Compensación automática de CA limitadores automáticos de corriente y voltaje Sí Compensación automática de CA limitadores automáticos de corriente y voltaje Voltaje de regulación de salida menor 1 Sí % entre carga total y no carga Sí Relé de Falla de Alimentación Sí Protección Contra Inversión de Polaridad Sí Protección Contra Cortocircuito en la Salida Sí Protección Contra Transientes en la Entrada y Salida: # 12 AWG THW Calibre mínimo de los conductores de entrada # 10 AWG THW Calibre mínimo de los conductores de salida Sí Borneras de salida para 10 circuitos (de dos polos c/u): (*) Datos a suministrar por el fabricante. 94 - Banco de baterías TABLA XVIII. Características Técnicas del Banco de Baterías del Sistema de Corriente Continua de 125 Vdc. Níquel Cadmio (selladas, de Tipo ultra bajo mantenimiento) 125 Vcd Voltaje nominal del Banco 240 A-H Capacidad 8 Horas Autonomía (*) Número de celdas 1.40 V Tensión de flotación 1.55 V Tensión de igualación 1.14 V Voltaje final por celda 20 años Vida útil esperada Rack de varios escalones, en Montaje sala de baterías, próximo al sitio de ubicación del gabinete del rectificador/cargador. (*) Dimensiones (*) Peso (*) Entrada y salida de cables (*) Datos a suministrar por el fabricante. - Tablero de Distribución Tablero de Distribución en Corriente Continua, Tensión de Diseño 125 Vcd. TABLA XIX. Características Técnicas del Tablero de Distribución del Sistema de Corriente Continua de 125 Vdc. 20 kA Nivel de Cortocircuito (50A) Dos (2) interruptores de entrada bipolares (20A) Dieciocho (18) interruptores de salida bipolares 500 A Capacidad de Corriente de las Barras NEMA 12 Cerramiento 6.9.6 SISTEMAS INNINTERRUMPIBLES DE POTENCIA (UPS) El Sistema Ininterrumpible de Potencia (UPS) será conectado a un Sistema Eléctrico de 120 V, 1 fases, 2 hilos (Fase-Neutro), 60Hz. Estará formado por la combinación de los siguientes 95 equipos: Rectificador/Cargador, Inversor, Conmutador Estático, Conmutador de By-Pass manual, Banco de Baterías, Transformador Auxiliar y accesorios. Es diseñado para operar en caso de falla del Sistema Eléctrico y alimentará las cargas vitales y cierto porcentaje de las cargas esenciales del campo. La capacidad vendrá dada por Estudio de Carga, funcionarán para alimentar cargas de las siguientes características: - Sistema de seguridad cámaras P & CP. - Carga de servicios (Iluminación y tomacorrientes de emergencia). - Sistema de adquisición de datos. - Toda Instrumentación relacionada con los Módulos de Desalación y Deshidratación. Las cargas deberán ser continuamente suplidas por el inversor. El rectificador/cargador de baterías deberá ser dimensionado para mantener el banco de baterías en el nivel de flotación y suministrar la corriente CD para la operación del inversor. El inversor convertirá la corriente CD a corriente CA para alimentar la carga. Cuando la entrada normal de corriente CA se suspende o cae debajo del mínimo rango de voltaje de entrada, el banco de baterías suplirá automáticamente la potencia al inversor, sin interrupción. Cuando la entrada normal de corriente CA es restaurada, el rectificador/cargador de baterías deberá reanudar la operación del inversor y automáticamente proveerá suficiente corriente para recargar las baterías al nivel requerido. Esto deberá ser una función automática, sin causar interrupción en las cargas ni requerir la puesta del rectificador fuera de servicio. Si el inversor falla, el conmutador estático transferirá automáticamente la carga al sistema alterno de suministro CA en un tiempo inferior a 1 mseg. Después que la condición de falla ha sido eliminada, se transferirá la carga de vuelta al inversor en forma automática, en un tiempo 96 inferior al indicado. El neutro de la salida CA del Sistema Ininterrumpible de Potencia (UPS) deberá estar eléctricamente aislado de la estructura del Sistema Ininterrumpible de Potencia (UPS). Dicho neutro se conectará a una barra de tierra dentro del edificio. [8] El sistema deberá ser capaz de suplir el 125% de la corriente nominal de plena carga por 10 minutos, 150% en 30 s y 500% por 5 ciclos, sin sufrir daños. Para mayor información, dirigirse al Apéndice B.4, correspondiente a Hoja de Datos y Especificaciones Técnicas Garantizadas del Sistema Ininterrupible de Potencia (UPS). 6.9.7 PARARRAYOS Se establecerán los pararrayos en virtud del estudio realizado por previamente por PDVSA. Típicamente los pararrayos son del tipo Óxido de zinc, y se instalan de a tres (3) por transformador de potencia y cada salida de línea. La tensión de descarga máxima será hasta un 80% del equipo a proteger. El equipo a proteger deberá tener un BIL por lo menos 20% mayor que la tensión máxima del pararrayos. Los pararrayos deberían tener las siguientes características: - Tipo: estación - Tensión nominal: para 34,5 kV; 200 kV RMS De acuerdo a la Norma 46-87 de CADAFE Diseño para Líneas de Alimentación y Redes de Distribución Protección del Sistema de Distribución Contra Sobretensiones (De acuerdo a la TABLA N° 1 de esta Norma). 6.9.8 SISTEMA DE PROTECCIÓN Y MEDICIÓN Los relés de protección de línea de 34,5 kV y transformador de potencia 34,5 - 4,16 kV deberán tener las siguientes características: Los relés de protección de línea de 34,5 kV serán ser 97 tipo numérico. La protección de línea de 34,5 kV deberá tener dos (2) protecciones (protección primaria y secundaria). El transformador de potencia será ser protegido con relé de protección diferencial. Además, contendrá las siguientes protecciones internas: relé Buchholz, imagen térmica, protección del cambiador de tomas y protección de cuba. Ahora, para los equipos de medición se establece el tipo electrónico (estado sólido), para medición de energía. (kW, kVAR, kWh, kVARh, V, I, f, cosφ) Se deberá instalar un juego de medición de energía activa (kWh) y reactiva (kVARh), por salida de línea. La alimentación auxiliar de los relés deberá ser 125 Vcc. [2] 6.10 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA El sistema de puesta a tierra de la “Planta de Desalación y Deshidratación de Estación Principal EPM-2” estará formado principalmente por conductores de cobre enterrados, dispuesto en forma de retícula y unidos mediante soldadura exotérmica tipo cadweld. Adicionalmente hincarán barras acoplables, tipo copperweld, para garantizar una resistencia de puesta a tierra de acuerdo a los requerimientos de la norma PDVSA No. 90619.1.091 Sistema de Puesta a Tierra y Protección contra Sobretensiones. Así mismo, se instalarán pozos de prueba que permitan el posterior monitoreo de la resistencia del sistema de puesta a tierra, estableciendo su ubicación en sitios estratégicos de manera que no se encuentren estructuras próximas que alteren el resultado de la medición. Para la instalación del sistema de puesta a tierra se usará, como mínimo: - Para la malla principal: conductores de cobre desnudo, trenzado, calibre, N° 4/0 AWG. 98 - Para las derivaciones hacia los equipos: se usará conductor de cobre desnudo, trenzado, calibre, N° 2/0 AWG. - Soldadura exotérmica entre las barras de puesta a tierra y los conductores, entre conductores longitudinales y transversales de la malla y en las derivaciones de ésta. - Barras acoplables a tierra tipo “Copperweld”, 5/8 de pulgadas de diámetro y de 1,5 metros de longitud. - Todos los elementos del sistema de puesta a tierra deberán estar limpios de tierra, óxido o cualquier otra sustancia antes de realizar cualquier conexión. En todas las zonas donde se tenga previsto la puesta a tierra de equipos, deberá colocarse salvaciones, consistentes de tubos PVC de una pulgada de diámetro, Sch 80, en elementos estructurales (losa de pisos, aceras, etc.) para el paso del conductor desnudo. Se deberá tomar todas las previsiones para garantizar que el cable desnudo no entre en contacto con el concreto. [9] Los conductores sobresaldrán un metro y medio (1,5 m) sobre el nivel del elemento estructural (vaciado), porciones éstas que se enrollarán, se amarrarán y se dejarán adecuadamente protegidos para su uso posterior. Las barras de puesta a tierra se enterrarán, como mínimo, cuarenta y cinco centímetros por debajo del nivel del suelo. La puesta a tierra de equipos se realizará conforme a los requerimientos establecidos en la edición más reciente del Código Eléctrico Nacional, sección 250, puntos A,B,C,D,E,F,G y en la Norma de PDVSA N-201, Obras Eléctricas, sección 17.5. En general, se conectarán al sistema de puesta a tierra: - Todos los equipos que contienen dispositivos eléctricos. - Las partes metálicas que no transportan corriente, pero tengan montados componentes eléctricos. 99 - Las partes metálicas expuestas de equipos fijos no destinados a transportar corriente y que tengan probabilidades de entrar en contacto con partes activas bajo tensión, en condiciones anormales, tales como tanques, tuberías y estructuras metálicas. Los métodos de conexión a tierra para equipos y dispositivos de control digital y para instrumentación, cumplirán con lo especificado en la PDVSA N-201 puntos 17.5.19 y 17.5.22 con los requerimientos específicos de cada equipo en particular. En general, se requiere el uso de un sistema de tierra separado el cual se conectará al sistema de tierra de la planta. A éste no se conectará ningún otro equipo. El cable de tierra será de cobre, trenzado, cubierto con aislamiento de PVC coloreado en verde. La puesta a tierra de computadores e instrumentación se harán con una sola conexión a tierra. Esto puede lograrse usando barras colectores de tierra conectadas a un solo grupo de electrodos de tierra. Para el diseño del sistema de puesta a tierra se utilizará la Norma IEEE 80, Guide for safety in AC Substation Grounding. Se realizaran mediciones resistividad del terreno de manera de precisar el cálculo de la malla de puesta a tierra. Así como también, se diseñaran dos mallas o redes de puesta a tierra. Una para las subestaciones eléctricas y otra para el resto de la planta. 6.11 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA DE 24 VCD El dimensionamiento del rectificador de alimentación será realizado durante la ejecución de la ingeniería, acorde a los requerimientos de las cargas. En la medida de lo posible los rectificadores/cargadores se especificarán para la tensión de alimentación en 120 V, de manera de proveer un suministro menos propenso a fluctuaciones en el voltaje. 100 Para el cálculo y diseño del sistema de corriente continua se utilizará la norma PDVSA 90619.1.1056. Batería de la Estación y Equipos Asociados. El nivel de tensión que alimentara el rectificador cargador es de 120 V y suministrara un voltaje de Salida de 24 Vcd a los equipos e instrumentos de campo a instalar. El Rectificador / Cargador en condiciones normales de operación mantiene las baterías totalmente cargadas, suministrándole el correspondiente voltaje de flotación. Al fallar el suministro de la alimentación en Corriente Alterna, el banco de baterías alimentara automáticamente la carga con un tiempo de autonomía de 8 horas, al restablecerse el suministro normal de alimentación en Corriente Alterna, el Cargador recargará el banco de baterías. 6.12 SISTEMA CONTRA INCENDIOS El sistema de bombeo del Sistema Contra Incendio (SCI) se diseña de acuerdo a las normas PDVSA – GA-203 - R y NFPA 20, Standard for the installation of Centrifugal Fire Pumps. Así mismo, la alimentación eléctrica se establecerá considerando las exigencias del Código Eléctrico Nacional. Los equipos cumplirán los requerimientos mínimos de los sistemas para la protección contra incendio en las zonas de riesgo de los tanques de almacenamiento de líquidos inflamables, así como en las áreas de proceso. El sistema de espuma constará de los siguientes elementos: - Motor eléctrico para el Sistema de bombeo de concentrado de espuma. - Motor eléctrico para el Sistema de bomba Jockey. Las bombas para mantenimiento de presión ("jockey") deben ser diseñadas para operación intermitente bajo las condiciones más desfavorables del sitio. Constará básicamente de dos (02) bombas de centrífuga del tipo Horizontal, accionada por motor eléctrico 480 V, 3 F, 4 H, 60Hz. 101 Todos los motores eléctricos serán de corriente alterna y tendrán cerramiento 3R (Norma NEMA). El mínimo grado de protección para motores industriales debe ser IP54 (Internacional Protection; primer digito: nivel de protección ante objeto sólidos, segundo digito: nivel de protección frente a líquidos. Basado en el Standard IEC 60529) para cajas borneras de conexión y el de rodamientos debe ser IP55, se debe especificar con un diseño clase T2C (230°C) (De acuerdo a la Tabla 500-3(d). Números de Identificación, Capitulo 5, del Estándar IEC). El sistema de bombeo de concentrado de espuma, estará localizado en un sitio adecuado cercano a la caseta de las bombas de agua contra incendio en el área de tanque S.C.I ubicada en la propia Planta “EPM-2”. Constará básicamente de una (1) bomba de desplazamiento positivo, accionada por motor eléctrico 480 V, 3 F, 4 H, 60Hz. La bomba de concentrado de espuma se suministrará con tablero de control local con protección NEMA 3R, con todos los dispositivos de arranque, seguridad y operación de acuerdo a las normas NFPA 20 y estampe UL (Underwriters Laboratories). El Servicio eléctrico requerido para los tableros de control del sistema de inyección y bomba jockey es de 120 VAC, 60 Hertz. Todos los equipos, materiales y cableado eléctrico serán apropiados para ser usados de acuerdo a la clasificación del área. Se debe usar como mínimo cable # 14 THWN, 600 V, 75º C, AWG para control y # 12 THWN, 600 V, 75º C, AWG para alimentar circuitos de potencia en el interior de los tableros.Los cables de control tendrán terminal tipo "pin" en sus extremos. Deberán cumplir con las indicaciones descritas en la especificación NFPA 20. La bomba succionará del tanque de concentrado de espuma y descargará en la línea de alimentación al proporcionador de espuma en línea. El SCI, dentro de su propio sistema, contempla el siguiente equipo: 102 6.12.1 GENERADOR DIESEL DE EMERGENCIA Se instalará un Generador Diesel de Emergencia en las subestaciones de distribución para las cargas del tipo Vitales como el Sistema Contra Incendio. Será conectado a un Sistema Eléctrico de 480 V, 65 kArms, (3) tres fases, cuatro (4) hilos, 60 Hz. Esta Planta Eléctrica de Emergencia, será diseñada para operar en caso de falla del Sistema Eléctrico y alimentará las cargas vitales y cierto porcentaje de las cargas esenciales del campo. La capacidad será de acuerdo al Estudio de Carga. Esta Unidad comprende el Motor de Combustión interna a Gas, el Generador CA y el Tablero Auxiliar de Control. El motor de combustión interna a gas, a la tensión y frecuencia nominal del Generador, la no deberá exceder de 1.800 RPM. Además, deberá cumplir con todas las regulaciones, ordenanzas y leyes aplicables sobre conservación y control de contaminación ambiental. El valor de capacidad especificado será la potencia entregada a la carga. La potencia requerida por todos los equipos auxiliares deberá ser cargada y adicionada a la unidad. El Motor será equipado con termostato y una bomba sellada de agua para mantener la temperatura de operación. La unidad debe estar equipada con un ventilador ubicado cerca del radiador y accionado por medio del motor, orientado de manera que haga fluir aire sobre la máquina y luego a través del radiador. Debe estar provisto de un sistema de arranque eléctrico en CD. El arranque del motor debe ser automático en cuanto falle la alimentación normal y principal, sujeto a un retardo de tiempo ajustable entre 2.5 y 50 segundos. En cuanto al Generador, este debe ser del tipo campo giratorio sin escobilla, con excitatriz rectificadora rotatoria y regulador de voltaje de estado sólido, 4 polos, magneto permanente. El arrollado del estator debe ser de conexión tipo estrella y el punto neutro deberá ser 103 accesible al igual que los terminales de las fases, para uso del comprador. Debe ser capaz de soportar cargas momentáneas del 150% de su corriente nominal. El Generador Diesel debe poseer un regulador de tensión deberá ser de estado sólido y controlando el campo de la excitatriz, debe proveer a su salida una regulación de tensión de ± 2% desde cero hasta plena carga. Cuando la carga nominal es aplicada o sacada en un sólo paso, el voltaje debe mantener una estabilidad del 0,5%. Para el Sistema de Transferencia Automática para el Generador Diesel de Emergencia, el diseño debe ser capaz de transferir carga eléctrica de una fuente a otra. El switch de transferencia deberá tener la capacidad de soportar la apertura y cierre acorde del nivel de corriente (Amperios simétricos RMS) de falla disponible en los terminales del switch de transferencia, sin producirse soldadura de contactos, durante el tiempo de operación de un elemento de protección ubicado aguas arriba. El switch de transferencia tipo contactor, deberá permanecer cerrado hasta que la falla sea despejada. Será de 3 polos, para operación a 60 Hz y cambiará a 4 polos o con “Neutral Overlapping” solo cuando, por razones de indicación adecuada de falla a tierra, es requerido convertir el sistema de emergencia en un sistema derivado separadamente. Se tendrá la previsión para ejecutar transferencia manual (no eléctrica), en forma segura, en caso de falla de funcionamiento de la transferencia automática. Para mayor información, dirigirse al Apéndice B.5, correspondiente a Hoja de Datos y Especificaciones Técnicas Garantizadas del Generador Diesel de Emergencia y el Apéndice B.6, referido a Hoja de Datos y Especificaciones Técnicas Garantizadas para Equipos de Sistema de Inyección de Espuma y Bomba Jockey. 104 CAPÍTULO VII RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL DISEÑO 7.1 ANALISIS DE CARGA 7.1.1 RESULTADOS DEL ANALISIS DE CARGA 7.1.1.1 TRATAMIENTO DE AGUA DE PRODUCCIÓN TRENES 1 Y 2, CCM-12N- 03, 480V En las Barras 1 y 2 del CCM-12N-03: Demanda Máx. (15 min.) = 413,44 KVA IB = La Corriente de las Barras 1 y 2 en el CCM = 497,88 A (Corriente Total). IB = 600 A (Capacidad Nominal de las Barras 1 y 2 del CCM-12N-03, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.2 TRATAMIENTO DE AGUA DE PRODUCCIÓN TRENES 3 Y 4, CCM-12N-04, 480 V En las Barras 1 y 2 del CCM-12N-04: Demanda Máx. (15 min.) = 421,64 KVA. IB = La Corriente de las Barras 1 y 2 en el CCM = 507,76 A (Corriente Total). IB = 600 A (Capacidad Nominal de las Barras 1 y 2 del CCM-12N-04, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.3 ÁREA DE SERVICIOS, CCM-12N-01, 480 V En las Barras 1 y 2 del CCM-12N-01: Demanda Máx. (15 min.) = 1899,78 KVA. IB = La Corriente de las Barras 1 y 2 en el CCM = 2287 A (Corriente Total). 105 IB = 3500 A (Capacidad Nominal de las Barras 1 y 2 del CCM-12N-01, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.4 ÁREA DE SERVICIOS, TRANSFORMADORES T-12L-07 Y T-12L-08, 4,16 / 0,48 KV De acuerdo al Análisis de Carga, la Demanda Máxima es igual a: Demanda Máx. (8 hrs.) = 1645,39 KVA. Capacidad del Transformador = 1,20 x Demanda Máx. (8 hrs.) = 1,20 x 1645,39 KVA = 1974,468 KVA. = 2,5 MVA (OA)/ 2,875 (FA) (Valor Comercial Superior). Por lo que se concluye que los transformadores T-12L-07 Y T-12L-08 de 2,5 MVA (OA)/ 2,875 MVA (FA) cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias de esta área, es decir, son mayores que la Demanda Máx. (8 hrs.) que es de 1645,39 KVA, los cuales cubren los requerimientos de carga. 7.1.1.5 ÁREA DE SERVICIOS, SWITCHGEAR SW-12L-04, 4,16 KV En las Barras 1 y 2 del SW-12L-04: Demanda Máx. (15 min) = 4386,49 KVA. IB = La Corriente de las Barras 1 y 2 en el Switchgear = 609,5 A (Corriente Total). IB = 4000 A (Capacidad Nominal de las Barras 1 y 2 del SW-12L-04, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.6 ÁREA DE SERVICIOS, TRANSFORMADORES T-12B-03 Y T-12B-04, 34,5 / 4,16 KV De acuerdo al Análisis de Carga, la Demanda Máxima es igual a: Demanda Máx. (8 hrs.) = 4386,49 KVA. 106 Capacidad del Transformador = 1,20 x Demanda Máx. (8 hrs.) = 1,20 x 4396,54 KVA = 5263,788 KVA. = 7,5 MVA (OA)/10 MVA (FA) (Valor Comercial Superior). Por lo que se concluye que los transformadores T-12B-03 Y T-12B-04 de 7,5 MVA (OA)/10 MVA (FA) cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias de esta área, es decir, son mayores que la Demanda Máxima (8 hrs.) que es de 4386,49 KVA, los cuales cubren los requerimientos de carga. 7.1.1.7 SISTEMA CONTRA INCENDIO, TABLERO DE DISTRIBUCIÓN TD-11N-01, 480 V Para el TD-11N-01: Demanda Máx. (15 min.) = 119,89 KVA. IB = La Corriente en la barra del TD-11N-01 = 144,37 A (Corriente Total). IB = 600 A (Capacidad Nominal de la Barra del TD-12N-01, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.8 SISTEMA CONTRA INCENDIO, TRANSFORMADOR T-11L-01, 4,16 / 0,48 V De acuerdo al Análisis de Carga, la Demanda Máxima es igual a: Demanda Máx. (8 hrs.) = 119,89 KVA. Capacidad del Transformador = 1,20 x Demanda Máx. (8 hrs.) = 1,20 x 119,89 KVA = 143,868 KVA. = 300 kVA (Valor Comercial Superior). Por lo que se concluye que el transformador T-11L-01 de 300 kVA cumple sin problemas con el suministro de las cargas propias de esta área, es decir, son mayores que la Demanda Máxima (8 hrs.) que es de 119,89 KVA, los cuales cubren los requerimientos de carga. 107 7.1.1.9 SISTEMA CONTRA INCENDIO, GENERADOR G-11N-01, 480 V El Generador de Emergencia G-11N-01 se encuentra conectado a una transferencia automática y tiene capacidad de 150 KW. 7.1.1.10 SISTEMA CONTRA INCENDIO. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN TD-11L-01, 4,16 KV Para el TD-12L-01: Demanda Máx. (15 min.) = 650,58 KVA. IB = La Corriente en la barra del TD-11L-01 = 90,39 A (Corriente Total). IB = 600 A (Capacidad Nominal de la Barra del TD-11L-01, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.11 SISTEMA CONTRA INCENDIO. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA, CDP11L-01, 4,16 KV Para el CDP-11L-01: Demanda Máx. (15 min.) = 770,47 KVA. IB = La Corriente en la barra del CDP-11L-01 = 106,99 A (Corriente Total). IB = 1200 A (Capacidad Nominal de la Barra del CDP-12L-01, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.12 SISTEMA CONTRA INCENDIO. TRANSFORMADORES T-11B-01 Y T-11B-02, 34,5 / 4,16 KV De acuerdo al Análisis de Carga, la Demanda Máxima es igual a: Demanda Máx. (8 hrs.) = 770,47 KVA. Capacidad del Transformador = 1,20 x Demanda Máx. (8 hrs.) 108 = 1,20 x 770,47 KVA = 924 KVA = 1 MVA (OA)/1,25 MVA (FA) (Valor Comercial Superior). Por lo que se concluye que los transformadores T-11B-01 y T-11B-02 de 1 MVA (OA)/1,25 MVA (FA) cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias de esta área, es decir, son mayores que la Demanda Máxima (8 hrs.) que es de 770,47 KVA, los cuales cubren los requerimientos de carga. 7.1.1.13 MODULO 1, TREN 1. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP-12N-01, 480 V Para el CDP-12N-01: Demanda Máx. (15 min.) = 599,48 KVA. IB = La Corriente en la barra del CDP-12N-01 = 721,91 A (Corriente Total). IB = 1000 A (Capacidad Nominal de la Barra del CDP-12N-01, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.14 MODULO 1, TREN 2. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP-12N-02, 480 V Para el CDP-12N-02: Demanda Máx. (15 min.) = 599,48 KVA. IB = La Corriente en la barra del CDP-12N-02 = 721,91 A (Corriente Total). IB = 1000 A (Capacidad Nominal de la Barra del CDP-12N-02, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 109 7.1.1.15 MODULO 1, CCM-12N-02, 480 V En las Barras 1 y 2 del CCM-12N-02: Demanda Máx. (15 min.) = 1200,79 KVA. IB = La Corriente de las Barras 1 y 2 en el CCM = 1446,03 A (Corriente Total). IB = 2500 A (Capacidad Nominal de las Barras 1 y 2 del CCM-12N-02, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.16 MODULO 1, TRANSFORMADORES T-12L-01 Y T-12L-02, 4,16 / 0,48 KV De acuerdo al Análisis de Carga, la Demanda Máxima es igual a: Demanda Máx. (8 hrs.) = 1200,79 KVA. Capacidad del Transformador = 1,20 x Demanda Máx.(8 hrs.) = 1,20 x 1200,79 KVA = 1440,948 KVA = 1,5 MVA (OA)/ 1,75 (FA) (Valor Comercial Superior) Por lo que se concluye que los transformadores T-12L-01 y T-12L-02 de 1,5 MVA (OA)/ 1,75 (FA) cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias de esta área, es decir, son mayores que la Demanda Máxima (8 hrs.) que es de 1200,79 KVA, los cuales cubren los requerimientos de carga. 7.1.1.17 MODULO 1, SWITCHGEAR SW-12L-02, 4,16 KV En las Barras 1 y 2 del SW-12L-02: Demanda Máx. (15 min) = 9041,49 KVA. IB = La Corriente de las Barras 1 y 2 en el Switchgear = 1256,74 A (Corriente Total). IB = 4000 A (Capacidad Nominal de las Barras 1 y 2 del SW-12L-02, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 110 7.1.1.18 MODULO 2, TREN 1. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP-12N-03, 480 V Para el CDP-12N-03: Demanda Máx. (15 min.) = 597,98 KVA. IB = La Corriente en la barra del CDP-12N-03 = 720,11 A (Corriente Total). IB = 1000 A (Capacidad Nominal de la Barra del CDP-12N-03, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.19 MODULO 2, TREN 2. CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP-12N-04, 480 V Para el CDP-12N-04: Demanda Máx. (15 min.) = 597,98 KVA. IB = La Corriente en la barra del CDP-12N-04 = 720,11 A (Corriente Total). IB = 1000 A (Capacidad Nominal de la Barra del CDP-12N-04, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.20 MODULO 2, CCM-12N-05, 480 V En las Barras 1 y 2 del CCM-12N-05: Demanda Máx. (15 min.) = 1199,04 KVA. IB = La Corriente de las Barras 1 y 2 en el CCM = 1443,93 A (Corriente Total). IB = 2500 A (Capacidad Nominal de las Barras 1 y 2 del CCM-12N-05, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 111 7.1.1.21 MODULO 2, TRANSFORMADORES T-12L-03 Y T-12L- 04, 4,16 / 0,48 KV De acuerdo al Análisis de Carga, la Demanda Máxima es igual a: Demanda Máx. (8 hrs.) = 1199,04 KVA. Capacidad del Transformador = 1,20 x Demanda Máx.(8 hrs.) = 1,20 x 1200,79 KVA = 1440,948 KVA = 1,5 MVA (OA)/ 1,75 (FA) (Valor Comercial Superior) Por lo que se concluye que los transformadores T-12L-03 y T-12L- 04 de 1,5 MVA (OA)/ 1,75 (FA) cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias de esta área, es decir, son mayores que la Demanda Máxima (8 hrs.) que es de 1199,04 KVA. 7.1.1.22 MODULO 2, SWITCHGEAR SW-12L-03, 4,16 KV En las Barras 1 y 2 del SW-12L-03: Demanda Máx. (15 min) = 9040,50 KVA. IB = La Corriente de las Barras 1 y 2 en el Switchgear = 1256,18 A (Corriente Total). IB = 4000 A (Capacidad Nominal de las Barras 1 y 2 del SW-12L-03, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.23 AREA DE EDIFICACIONES, CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP-12N06, 480 V Para el CDP-12N-06: Demanda Máx. (15 min.) = 451,18 KVA. IB = La Corriente en la barra del CDP-12N-06 = 543,33 A (Corriente Total). IB = 600 A (Capacidad Nominal de la Barra del CDP-12N-06, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 112 7.1.1.24 AREA DE EDIFICACIONES, TRANSFORMADOR T-12L-05, 4,16 / 0,48 KV De acuerdo al Análisis de Carga, la Demanda Máxima es igual a: Demanda Máx. (8 hrs.) = 451,18 KVA. Capacidad del Transformador = 1,20 x Demanda Máx.(8 hrs.) = 1,20 x 451,18 KVA = 542,16 KVA. = 750 kVA (Valor Comercial Superior). Por lo que se concluye que el transformador T-12L-05 de 750 kVA cumple sin problemas con el suministro de las cargas propias de esta área, es decir, son mayores que la Demanda Máx. (8 hrs.) que es de 451,18 KVA, los cuales cubren los requerimientos de carga. 7.1.1.25 CARGAS ESENCIALES, CENTRO DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA CDP-12N-05, 480 V Para el CDP-12N-05: Demanda Máx. (15 min.) = 76,42 KVA. IB = La Corriente en la barra del CDP-12N-05 = 90,03 A (Corriente Total). IB = 600 A (Capacidad Nominal de la Barra del CDP-12N-05, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.26 CARGAS ESENCIALES, TRANSFORMADOR T-12L-06, 4,16 / 0,48 KV De acuerdo al Análisis de Carga, la Demanda Máxima es igual a: Demanda Máx. (8 hrs.) = 76,42 KVA. Capacidad del Transformador = 1,20 x Demanda Máx.(8 hrs.) = 1,20 x 76,42 KVA = 91,704KVA. = 500 kVA (Valor Comercial Superior). 113 Por lo que se concluye que el transformador de 500 kVA cumple sin problemas con el suministro de las cargas propias de esta área, es decir, son mayores que la Demanda Máx. (8 hrs.) que es de 76,42 KVA, los cuales cubren los requerimientos de carga. 7.1.1.27 S/E ELÉCTRICA EPM-2, 4,16 KV, SWITCHGEAR SW-12L-01 En las Barras 1 y 2 del SW-12L-01: Demanda Máx. (15 min) = 19268,61 KVA. IB = La Corriente de las Barras 1 y 2 en el Switchgear = 2677,38 A (Corriente Total). IB = 4500 A (Capacidad Nominal de las Barras 1 y 2 del SW-12L-01, de acuerdo a Norma PDVSA-90619.1.054). 7.1.1.28 TRANSFORMADORES T-12B-01 Y T-12B-02, 34,5 / 4,16 KV De acuerdo al Análisis de Carga, la Demanda Máxima es igual a: Demanda Máx. (8 hrs.) = 19268,61 KVA. Capacidad del Transformador = 1,20 x Demanda Máx. (8 hrs.) = 1,20 x 19268,61 KVA = 23121,6 KVA. = 20 MVA (OA)/26 MVA (FA) (Valor Comercial Superior). Por lo que se concluye que los transformadores T-12B-01 y T-12B-02 de 20 MVA (OA)/26 MVA (FA) cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias de esta área, es decir, son mayores que la Demanda Máxima (8 hrs.) que es de 19268,61 KVA, los cuales cubren los requerimientos de carga. 7.1.1.29 S/E ELÉCTRICA 34,5 KV, SW-12B-01 En las Barras 1 y 2 del SW-12L-01: 114 Demanda Máx. (15 min) = 23654,49 KVA. IB = La Corriente de las Barras 1 y 2 en el Switchgear = 396,32 A (Corriente Total). Para el valor de capacidad y nivel de cortocircuito del Switchgear de 34,5 kV se espera la información que debe de suministrar PDVSA para seleccionar las características técnicas comerciales inmediatamente superior. 7.1.2 ANALISIS DEL ESTUDIO DE CARGA Con las cargas trabajando en forma continua, las cargas trabajando en forma intermitente y con las cargas que se indican de reserva, las capacidades instaladas de los Transformadores de Potencia, son superiores a cada una de las demandas máximas de 8 horas, por lo tanto cumplen con la norma PDVSA N -201 punto 3.5.7, exceptuando los Transformadores que surten al Área de Módulos a nivel de 34,5/4,16 kV y al Área de Servicios. De resto, los demás cubren los requerimientos de cargas de esta Ingeniería para Subestaciones del Tipo Secundario Selectivo, estimadas al principio del Proyecto. Cada uno de estos transformadores, con el enlace de transferencia correspondiente normalmente cerrado, son capaces de suministrar la demanda máxima total. Dichos Transformadores se mencionan a continuación: - Los transformadores T-11B-01 y T-11B-02 de 1 MVA (OA)/1,25 MVA (FA) de 34,5 / 4,16 kV cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias del área de Sistema Contra Incendios, es decir, son mayores que la Demanda Máx. (8 hrs.) que es de 770,47 KVA. - Los transformadores T-12L-01 y T-12L-02 de 1,5 MVA (OA)/ 1,75 (FA) de 4,16 / 0,48 kV cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias del área de Módulo 1, 115 es decir, son mayores que la Demanda Máx. (8 hrs.) que es de 1200,79 KVA. - Los transformadores T-12L-03 y T-12L- 04 de 1,5 MVA (OA)/ 1,75 (FA) de 4,16 / 0,48 kV cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias del área de Módulo 2, es decir, son mayores que la Demanda Máx. (8 hrs.) que es de 1199,04 KVA. Los transformadores T-12B-01 y T-12B-02 de 20 MVA (OA)/26 MVA (FA) de 34,5 / 4,16 kV no cumplen con el suministro estimado de las cargas propias del proyecto, es decir, es menor que la Demanda Máxima (8 hrs.) que es de 19268,61 KVA. Los transformadores T-12B-03 Y T-12B-04 redimensionados a 7,5 MVA (OA)/10 MVA (FA) de 34,5 / 4,16 kV, cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias del Área de Servicio, es decir, son mayores que la Demanda Máx. (8 hrs.) que es de 4386,49 KVA. En contra de los transformadores T-12B-03 Y T-12B-04 de 5 MVA (OA)/6,5 MVA (FA) de 34,5 / 4,16 kV que se tenían como premisa al principio del Proyecto. De la misma forma, los nuevos transformadores T-12L-07 Y T-12L-08 dimensionados, gracias al estudio de carga, de 2,5 MVA (OA)/ 2,875 (FA) de 4,16 / 0,48 kV, cumplen sin problemas con el suministro de las cargas propias del Área de Servicios, es decir, son mayores que la Demanda Máx. (8 hrs.) que es de 1645,39 KVA. En contra de los transformadores T-12L07 Y T-12L-08 de 1,5 MVA (OA)/1,75 MVA (FA) de 4,16 / 0,48 kV que se tenían anteriormente. 7.2 ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA 7.2.1 RESULTADOS DEL ESTUDIO FLUJO DE CARGA 7.2.1.1 CASO 1 (OPERACIÓN NORMAL) – CONFIGURACIÓN EN 13,8 KV Enlace de barras en todas las Subestaciones en posición Abierto. 116 Las depresiones obtenidas en las barras más relevantes del sistema en estudio se muestran en la siguiente tabla: TABLA XX. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 1. Tipo de Identificación Rating Unidad Calculada Dispositivo CCM-12N-01A Barra 0.480 kV 0.470 CCM-12N-01B Barra 0.480 kV 0.473 CCM-12N-02-A Barra 0.480 kV 0.478 CCM-12N-02-B Barra 0.480 kV 0.479 CCM-12N-03A Barra 0.480 kV 0.470 CCM-12N-03B. Barra 0.480 kV 0.473 CCM-12N-04A Barra 0.480 kV 0.470 CCM-12N-04B Barra 0.480 kV 0.473 CCM-12N-05-A Barra 0.480 kV 0.476 CCM-12N-05-B Barra 0.480 kV 0.478 CDP-11L-01 Barra 4.16 kV 4.100 CDP-12N-01. Barra 0.480 kV 0.477 CDP-12N-02. Barra 0.480 kV 0.478 CDP-12N-03. Barra 0.480 kV 0.475 CDP-12N-04. Barra 0.480 kV 0.476 CDP-12-N-05 Barra 0.480 kV 0.477 CDP-12-N-06 Barra 0.480 kV 0.458 SG-12L-04B Barra 4.16 kV 4.156 SW-12B-01A Barra 34.5 kV 34.055 SW-12B-01B Barra 34.5 kV 34.063 SW-12L-01A Barra 4.16 kV 4.130 SW-12L-01B Barra 4.16 kV 4.139 SW-12L-02A Barra 4.16 kV 4.096 SW-12L-02B Barra 4.16 kV 4.105 7.2.1.2 CASO 2A (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR (T-12B01) 34,5/4,16KV, 20/26 MVA Enlace de barras en el Switchgear SW-12B-01 en posición Cerrado. Las depresiones obtenidas en las barras más relevantes del sistema en estudio se muestran en la siguiente tabla. La demanda total obtenida en el transformador de 20 MVA que absorbe toda la demanda de la planta es de 21,26 MVA. 117 TABLA XXI. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 2A. Tipo de Identificación Rating Unidad Calculada Dispositivo CCM-12N-01A Barra 0.480 kV 0.474 CCM-12N-01B Barra 0.480 kV 0.465 CCM-12N-02-A Barra 0.480 kV 0.462 CCM-12N-02-B Barra 0.480 kV 0.462 CCM-12N-03A Barra 0.480 kV 0.474 CCM-12N-03B. Barra 0.480 kV 0.465 CCM-12N-04A Barra 0.480 kV 0.474 CCM-12N-04B Barra 0.480 kV 0.465 CCM-12N-05-A Barra 0.480 kV 0.460 CCM-12N-05-B Barra 0.480 kV 0.460 CDP-11L-01 Barra 4.160 kV 4.094 CDP-12N-01. Barra 0.480 kV 0.461 CDP-12N-02. Barra 0.480 kV 0.461 CDP-12N-03. Barra 0.480 kV 0.459 CDP-12N-04. Barra 0.480 kV 0.459 CDP-12-N-05 Barra 0.480 kV 0.461 CDP-12-N-06 Barra 0.480 kV 0.442 SG-12L-04B Barra 4.160 kV 4.102 SW-12B-01A Barra 34.500 kV 34.382 SW-12B-01B Barra 34.500 kV 33.675 SW-12L-01A Barra 4.160 kV 3.999 SW-12L-01B Barra 4.160 kV 3.999 SW-12L-02A Barra 4.160 kV 3.963 SW-12L-02B Barra 4.160 kV 3.963 SW-12L-03A Barra 4.160 kV 3.963 SW-12L-03B Barra 4.160 kV 3.963 SW-12L-04A Barra 4.160 kV 4.187 TD-11L-02 Barra 4.160 kV 4.094 TD-11N-01 Barra 0.480 kV 0.470 7.2.1.3 CASO 2B (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR (T-12B02) 34,5/4,16KV, 20/26 MVA Enlace de barras en el Switchgear SW-12B-01 en posición Cerrado. Las depresiones obtenidas en las barras más relevantes del sistema en estudio se muestran en la siguiente tabla. La demanda total obtenida en el transformador de 20 MVA que absorbe toda la demanda 118 de la planta es de 21,26 MVA. TABLA XXII. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 2B. Tipo de Identificación Rating Unidad Calculada Dispositivo CCM-12N-01A Barra 0.480 kV 0.464 CCM-12N-01B Barra 0.480 kV 0.475 CCM-12N-02-A Barra 0.480 kV 0.462 CCM-12N-02-B Barra 0.480 kV 0.462 CCM-12N-03A Barra 0.480 kV 0.464 CCM-12N-03B. Barra 0.480 kV 0.475 CCM-12N-04A Barra 0.480 kV 0.464 CCM-12N-04B Barra 0.480 kV 0.475 CCM-12N-05-A Barra 0.480 kV 0.461 CCM-12N-05-B Barra 0.480 kV 0.461 CDP-11L-01 Barra 4.160 kV 4.095 CDP-12N-01. Barra 0.480 kV 0.461 CDP-12N-02. Barra 0.480 kV 0.461 CDP-12N-03. Barra 0.480 kV 0.459 CDP-12N-04. Barra 0.480 kV 0.459 CDP-12-N-05 Barra 0.480 kV 0.461 CDP-12-N-06 Barra 0.480 kV 0.442 SG-12L-04B Barra 4.160 kV 4.189 SW-12B-01A Barra 34.500 kV 33.684 SW-12B-01B Barra 34.500 kV 34.372 SW-12L-01A Barra 4.160 kV 4.000 SW-12L-01B Barra 4.160 kV 4.000 SW-12L-02A Barra 4.160 kV 3.964 SW-12L-02B Barra 4.160 kV 3.964 SW-12L-03A Barra 4.160 kV 3.964 SW-12L-03B Barra 4.160 kV 3.964 SW-12L-04A Barra 4.160 kV 4.100 TD-11L-02 Barra 4.160 kV 4.095 TD-11N-01 Barra 0.480 kV 0.470 7.2.1.4 CASO 3 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR T-12L-01; 4,16/0,48 KV; 1,5 MVA Enlace de barras cerrado en las Centro Control de Motores CCM-12N-02 A/B. Las depresiones obtenidas en las barras más relevantes del sistema en estudio se muestran en la siguiente tabla. 119 La demanda obtenida para el transformador de 1,5 MVA que absorbe toda la demanda de la barra es de 1,29 MVA. TABLA XXIII. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 3. Identificación CCM-12N-01A CCM-12N-01B CCM-12N-02-A CCM-12N-02-B CCM-12N-03A CCM-12N-03B. CCM-12N-04A CCM-12N-04B CCM-12N-05-A CCM-12N-05-B CDP-11L-01 CDP-12N-01. CDP-12N-02. CDP-12N-03. CDP-12N-04. CDP-12-N-05 CDP-12-N-06 SG-12L-04B SW-12B-01A SW-12B-01B SW-12L-01A SW-12L-01B SW-12L-02A SW-12L-02B SW-12L-03A SW-12L-03B SW-12L-04A TD-11L-02 TD-11N-01 Tipo de Dispositivo Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Barra Rating Unidad Calculada 0.480 0.480 0.480 0.480 0.480 0.480 0.480 0.480 0.480 0.480 4.160 0.480 0.480 0.480 0.480 0.480 0.480 4.160 34.500 34.500 4.160 4.160 4.160 4.160 4.160 4.160 4.160 4.160 0.480 kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV 0.469 0.470 0.470 0.470 0.469 0.470 0.469 0.470 0.477 0.476 4.095 0.468 0.468 0.476 0.475 0.476 0.459 4.147 34.071 34.032 4.138 4.129 4.109 4.089 4.104 4.094 4.148 4.095 0.469 7.2.1.5 CASO 4 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN TRANSFORMADOR T-12B-03; 34,5/4,16 KV; 7,5 MVA Enlace de Barra cerrado en el Switchgear SW-12L-01 A/B. Las depresiones obtenidas en las barras más relevantes del sistema en estudio se muestran en la siguiente tabla. La demanda obtenida para el transformador de 7,5 MVA que absorbe toda 120 la demanda de la barra es 6,15 MVA. TABLA XXIV. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 4. Tipo de Identificación Rating Unidad Calculada Dispositivo CCM-12N-01A Barra 0.480 kV 0.451 CCM-12N-01B Barra 0.480 kV 0.451 CCM-12N-02-A Barra 0.480 kV 0.479 CCM-12N-02-B Barra 0.480 kV 0.477 CCM-12N-03A Barra 0.480 kV 0.451 CCM-12N-03B. Barra 0.480 kV 0.451 CCM-12N-04A Barra 0.480 kV 0.451 CCM-12N-04B Barra 0.480 kV 0.451 CCM-12N-05-A Barra 0.480 kV 0.478 CCM-12N-05-B Barra 0.480 kV 0.476 CDP-11L-01 Barra 4.160 kV 4.094 CDP-12N-01. Barra 0.480 kV 0.478 CDP-12N-02. Barra 0.480 kV 0.476 CDP-12N-03. Barra 0.480 kV 0.477 CDP-12N-04. Barra 0.480 kV 0.474 CDP-12-N-05 Barra 0.480 kV 0.476 CDP-12-N-06 Barra 0.480 kV 0.459 SG-12L-04B Barra 4.160 kV 4.065 SW-12B-01A Barra 34.500 kV 34.153 SW-12B-01B Barra 34.500 kV 33.943 SW-12L-01A Barra 4.160 kV 4.142 SW-12L-01B Barra 4.160 kV 4.124 SW-12L-02A Barra 4.160 kV 4.108 SW-12L-02B Barra 4.160 kV 4.090 SW-12L-03A Barra 4.160 kV 4.108 SW-12L-03B Barra 4.160 kV 4.090 SW-12L-04A Barra 4.160 kV 4.065 TD-11L-02 Barra 4.160 kV 4.094 TD-11N-01 Barra 0.480 kV 0.469 7.2.1.6 CASO 5 (OPERACIÓN EN CONTINGENCIA) FALLA EN LÍNEA AÉREA 34,5 KV, SUBESTACIÓN N° 3 – SUBESTACIÓN EPM-2 Enlace de barras cerrado en el Switchgear SW-12B-01 A/B. Las depresiones obtenidas en las barras más relevantes del sistema en estudio se muestran en la siguiente tabla. 121 TABLA XXV. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 5. Tipo de Identificación Rating Unidad Calculada Dispositivo CCM-12N-01A Barra 0.480 kV 0.450 CCM-12N-01B Barra 0.480 kV 0.450 CCM-12N-02-A Barra 0.480 kV 0.471 CCM-12N-02-B Barra 0.480 kV 0.472 CCM-12N-03A Barra 0.480 kV 0.450 CCM-12N-03B. Barra 0.480 kV 0.450 CCM-12N-04A Barra 0.480 kV 0.450 CCM-12N-04B Barra 0.480 kV 0.450 CCM-12N-05-A Barra 0.480 kV 0.469 CCM-12N-05-B Barra 0.480 kV 0.470 CDP-11L-01 Barra 4.160 kV 4.040 CDP-12N-01. Barra 0.480 kV 0.469 CDP-12N-02. Barra 0.480 kV 0.470 CDP-12N-03. Barra 0.480 kV 0.468 CDP-12N-04. Barra 0.480 kV 0.469 CDP-12-N-05 Barra 0.480 kV 0.470 CDP-12-N-06 Barra 0.480 kV 0.451 SG-12L-04B Barra 4.160 kV 4.056 SW-12B-01A Barra 34.500 kV 33.585 SW-12B-01B Barra 34.500 kV 33.585 SW-12L-01A Barra 4.160 kV 4.071 SW-12L-01B Barra 4.160 kV 4.079 SW-12L-02A Barra 4.160 kV 4.036 SW-12L-02B Barra 4.160 kV 4.044 SW-12L-03A Barra 4.160 kV 4.036 SW-12L-03B Barra 4.160 kV 4.044 SW-12L-04A Barra 4.160 kV 4.122 TD-11L-02 Barra 4.160 kV 4.040 7.2.1.7 CASO 6 (OPERACIÓN EN VACÍO) PARA ESTE ESCENARIO SE PRESENTA EL SISTEMA OPERANDO EN VACÍO, ES DECIR TODAS LAS BARRAS ENERGIZADAS Y SIN NINGUNA CARGA CONECTADA Enlace de barras en todos los Switchgear, Centro de Control de Motores del sistema en posición abierto. Se considera el sistema operando en vacío. Las depresiones obtenidas en las barras más relevantes del sistema en estudio se muestran en la siguiente tabla: 122 TABLA XXVI. Depresión de voltaje en las barras para el Caso 6. Tipo de Identificación Rating Unidad Calculada Dispositivo CCM-12N-01A Barra 0.480 kV 0.492 CCM-12N-01B Barra 0.480 kV 0.492 CCM-12N-02-A Barra 0.480 kV 0.505 CCM-12N-02-B Barra 0.480 kV 0.505 CCM-12N-05-A Barra 0.480 kV 0.505 CCM-12N-05-B Barra 0.480 kV 0.505 CDP-11L-01 Barra 4.160 kV 4.213 CDP-12-N-05 Barra 0.480 kV 0.492 CDP-12-N-06 Barra 0.480 kV 0.492 SG-12L-04B Barra 4.160 kV 4.266 SW-12B-01A Barra 34.500 kV 34.508 SW-12B-01B Barra 34.500 kV 34.493 SW-12L-01A Barra 4.160 kV 4.268 SW-12L-01B Barra 4.160 kV 4.266 SW-12L-02A Barra 4.160 kV 4.268 SW-12L-02B Barra 4.160 kV 4.266 SW-12L-03A Barra 4.160 kV 4.268 SW-12L-03B Barra 4.160 kV 4.266 SW-12L-04A Barra 4.160 kV 4.268 TD-11L-02 Barra 4.160 kV 4.213 TD-11N-01 Barra 0.480 kV 0.486 7.2.2 ANALISIS DEL ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA De los resultados se concluye que el sistema opera satisfactoriamente para todos los casos estudiados tanto en operación normal como en contingencia. Los valores limites no se superan por lo que los ajustes definidos para los cambiadores de tomas de los transformadores, T-12B01/02, T-12B-03/04, T-12L-01/02/03/04, se pueden mantener para todas las condiciones de carga. Con esto se valida la aceptable regulación del sistema. Haciendo la salvedad, de los Casos 2a y 2b, donde la capacidad instalada, en base al Estudio de Carga, se ve sobrepasada aproximadamente en 8%. Por otro lado se recomienda realizar nuevas simulaciones cuando se definan los nuevos valores de Cortocircuito a considerar para el estudio debido a la incorporación de la línea de 123 interconexión a futuros Proyectos en el Switchgear 34,5 kV (SW12B-01). 7.3 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO 7.3.1 RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO A continuación se muestran los resultados de las corrientes de cortocircuito obtenidas en las principales barras del sistema, en cada caso de estudio: 7.3.1.1 CASO 1 - FALLA EN LAS BARRAS DEL SISTEMA – (ENLACE EN SW-12B-01 A/B ABIERTO) En la TABLA XXVII se presentan los resultados del programa para el escenario planteado, discriminándose los niveles de cortocircuito trifásicos y monofásicos (línea a tierra) en las barras más relevantes del sistema en estudio. TABLA XXVII. Niveles de Cortocircuito Caso 1 – Falla en las Barras del Sistema. Enlace SW-12B-01 A/B abierto). Icc 1f (KA) Barra Icc 3f (KA) Falla línea a tierra CCM-12N-01A 37.494 41.401 CCM-12N-01B 35.832 40.033 CCM-12N-02-A 28.184 29.175 CCM-12N-02-B 28.536 29.425 CCM-12N-03A 37.494 41.401 CCM-12N-03B. 35.832 40.033 CCM-12N-04A 37.494 41.401 CCM-12N-04B 35.832 40.033 CCM-12N-05-A 25.687 27.350 CCM-12N-05-B 26.209 27.740 CDP-11L-01 1.869 1.906 CDP-12N-01. 25.782 24.978 CDP-12N-02. 26.069 25.157 SG-12L-04B 11.875 12.731 SW-12B-01A 4.128 2.125 SW-12B-01B 4.247 2.146 124 Barra SW-12L-01A SW-12L-01B SW-12L-02A SW-12L-02B SW-12L-03A SW-12L-03B SW-12L-04A TD-11N-01 CCM-12N-01A CCM-12N-01B CCM-12N-02-A CCM-12N-02-B CCM-12N-03A Icc 3f (KA) 20.614 22.626 16.617 17.896 16.082 18.375 11.955 5.100 37.494 35.832 28.184 28.536 37.494 Icc 1f (KA) Falla línea a tierra 23.636 25.360 15.814 16.565 15.486 16.838 12.792 5.712 41.401 40.033 29.175 29.425 41.401 7.3.1.2 CASO 2 – FALLA EN LAS BARRAS DEL SISTEMA – (ENLACE EN SW-12B-01 A/B CERRADO) En la TABLA XXVIII se presentan los resultados del programa para el escenario planteado, discriminándose los niveles de cortocircuito trifásicos y monofásicos en cada barra del sistema en estudio. TABLA XXVIII. Niveles de Cortocircuito Caso 2 – Falla en las Barras del Sistema. Enlace SW-12B-01 A/B cerrado). Icc 1f (KA) Barra Icc 3f (KA) Falla línea a tierra CCM-12N-01A 38.005 41.814 CCM-12N-01B 36.247 40.378 CCM-12N-02-A 28.463 29.373 CCM-12N-02-B 28.743 29.572 CCM-12N-03A 38.005 41.814 CCM-12N-03B. 36.247 40.378 CCM-12N-04A 38.005 41.814 CCM-12N-04B 36.247 40.378 CCM-12N-05-A 25.924 27.528 125 Barra CCM-12N-05-B CDP-11L-01 CDP-12N-01. CDP-12N-02. SG-12L-04B SW-12B-01A SW-12B-01B SW-12L-01A SW-12L-01B SW-12L-02A SW-12L-02B SW-12L-03A SW-12L-03B SW-12L-04A TD-11N-01 Icc 3f (KA) 26.377 1.885 26.010 26.238 12.307 4.861 4.861 22.288 24.082 17.623 18.735 17.059 19.233 12.483 5.113 Icc 1f (KA) Falla línea a tierra 27.865 1.916 25.121 25.262 13.058 2.493 2.493 25.074 26.558 16.409 17.037 16.078 17.310 13.189 5.724 7.3.2 ANALISIS DEL ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO De los resultados obtenidos se desprende que el valor de referencia para el dimensionamiento del Centros de Control de Motores 480 V, es el determinado para las fallas trifásicas para el Caso 2. La magnitud de la corriente de falla más severa (½ ciclo) es de 41,81KA, la cual se presenta en la Subestación Módulos 1&2, CCM-12N-01 (Barra A). El valor recomendado para la Especificación de los Centros de Distribución de Potencia 480 kV es de 65 kA, que difiere de los 22 kA tomados inicialmente por las cargas que se tenían, en base a la Norma ASI C37.12. La sobretensión más elevada para la condición de falla monofásica que reflejan las tablas se presenta en el Switchgear SW-12B-01 barra B 34,5 KV. La magnitud de la falla es de 135,74% del valor de la tensión nominal. El valor de referencia para el dimensionamiento de los Switchgears y Centros Control de 126 Motores 4,16KV, es determinada por la falla mas severa la cual se manifiesta en las barras del SW-12L-01 Barra B, la magnitud de la corriente de falla más severa (½ ciclo) es de 26,56 KA. El valor recomendado para la Especificación de los Switchgears y Centros Control de Motores 4,16KV es de 42 kA. Este valor coincide con el valor asignado en las primeras revisiones del Proyecto. 127 CAPÍTULO VIII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES A través de este trabajo se pudo comprobar que las obras eléctricas de un proyecto de PDVSA deben fijar sus bases y criterios de diseño referenciados a las Normas de Manual de Ingeniería de Diseño de esta misma empresa, estas a su vez dictaminan la confiabilidad y fiabilidad necesarias para los trabajos que se realizarán en los procesos de planta. La Ingeniería Básica del Proyecto “Planta de Desalación y Deshidratación de EPM-2” esta sustentada justamente en esta premisa, ofrecer seguridad y calidad a la hora de realizar el desarrollo del diseño de sus instalaciones. En primera instancia, la selección de un sistema del tipo secundario selectivo con doble alimentación se basa en la no existencia de tiempos de parada muy largos en los procesos que se desarrollen. Así como también, que se permitan futuras ampliaciones e inclusión de nuevas cargas. Estas cargas debido a su clasificación, en esenciales, no esenciales y vitales y en su funcionamiento continuo o intermitente son ubicadas en la división por áreas y módulos que se le designa a la planta. Estas áreas, con independencia entre cada una de ellas, proporcionan confiabilidad al entramado eléctrico dispuesto. Entonces, resulta de vital importancia realizar estudios específicos y minuciosos en los diseños que se van desarrollando. La alimentación de las cargas críticas viene determinada por la capacidad de los transformadores de potencia y el tiempo de operación asignado para cada una. Los transformadores deben resistir el total de la Demanda Máxima estimada para 8 horas una vez que estén incorporadas las nuevas cargas, como lo dicta la norma PDVSA 90619.1.050 “Análisis de 128 carga”. Cada uno de estos transformadores, con el enlace de transferencia correspondiente normalmente cerrado, deberían ser capaces de suministrar la demanda máxima total, viéndose sobrepasado los Transformadores que surten al Área de Módulos a nivel de 34,5/4,16 kV y al Área de Servicios. Esto, debido a la inclusión de nuevas cargas que surgieron a lo largo del proyecto que no se estipularon en la carga estimada en un principio, que era del orden de los 15 MVA. Con el flujo de carga se corrobora la insuficiencia en cuanto a los niveles de carga que puede soportar el dimensionamiento que tienen los Trasformadores de 34,5/4,16 kV dados en un principio del proyecto. En situación de contingencia la demanda asciende a un valor de 21 MVA, superando en un 40% la carga estimada y en un 8 % la carga asignada a través del estudio de carga. Sin embargo, el sistema opera satisfactoriamente para todos los casos estudiados tanto en operación normal como en los otros casos de contingencia. Se hace necesario entonces, definir las cargas finales asociadas al sistema en los niveles de 34,5/4,16 kV para en un estudio posterior, determinar con exactitud que carga será alimentada asumiendo todos los escenarios posibles a los que este sometida la planta. De igual forma, la capacidad de las barras en los CCM (Centro de Control de Motores) o CDP (Centro de Distribución de Potencia) de 480 V debe ser mayor o igual a la demanda máxima para 15 minutos, incluyendo los motores de reserva, basado en la hipótesis de que estos motores podrían operar simultáneamente con los motores de operación normal; siendo el caso usual cuando el motor principal y su reserva operan a intervalos iguales con el fin de aumentar la vida del motor y ambos motores podrían operar simultáneamente durante la operación de transferencia. Ninguno de los valores dispuestos para estos equipos se sobrepasó, ya que las cargas asociadas a estos niveles de voltaje no son de gran capacidad, y la inclusión o no de nuevos equipos, no afecta significativamente los niveles de potencia que demanden a la barra. 129 El estudio de niveles de cortocircuito, por su parte si revela que para el dimensionamiento de los Centros de Control de Motores 480 V el valor es el determinado para las fallas trifásicas en el caso en que la transferencia automática cierre el switche, dando como resultado una corriente de falla más severa (½ ciclo) de valor 41,81KA, la cual se presenta en la Subestación Módulos 1&2, CCM-12N-01 (Barra A). Valor diferente, a los 22 kA asignados en un principio con el número de cargas que se tenían estipuladas y cuya naturaleza y cantidades variaron a lo largo del desarrollo de la ingeniera. Finalmente, “EPM-2”, como resultado de los estudios realizados, aún tiene que someterse a una evaluación rigurosa en cada uno de los puntos que quedan por desarrollar en esta Ingeniería Básica, por lo visto en los resultados obtenidos donde existe disparidad en lo calculado con respecto a lo estimado. Se recomienda a la consultora una mejor planificación interdisciplinaria así como también un proceso más eficaz de las revisiones que se llevan a cabo con el cliente. Ya que ello, facilita correcciones o modificaciones por disciplina e implican que se este llevando el proceso a la par en cada una de sus áreas de desarrollo. Permitiendo cumplir con los cronogramas establecidos y sin que haya grande cambios en la oferta de licitación de documentos que se oferta a la estatal petrolera contratante en un principio de la negociación. A su vez, es necesaria mayor implicación por parte de la empresa en lo concerniente a lo levantamientos de campo. Se solicitaría la realización de más visitas, así como su respectiva supervisión por parte de PDVSA en lo concerniente a las evaluaciones de los productos o ideas que se manejen en dichos informes de campo. 130 CAPÍTULO IX BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA [1]. Norma Venezolana. Covenin 200: 2004 “Código Eléctrico Nacional” Publicado por CODELECTRA [2]. Manual de Ingeniería de Diseño de Petróleos de Venezuela (P.D.V.S.A). Volumen 4-I. Norma N-201 “Obras Eléctricas” Publicado por el Sistema Automatizado de Normas Técnicas de PDVSA. [3]. Manual de Ingeniería de Diseño de Petróleos de Venezuela (P.D.V.S.A). Volumen 4-I. Norma N-242 “Instalaciones Eléctricas y Ensayos” Publicado por el Sistema Automatizado de Normas Técnicas de PDVSA. [4]. Manual de Ingeniería de Diseño de Petróleos de Venezuela (P.D.V.S.A). Volumen 4-II. Norma 90619.1.050 “Análisis de Carga” Publicado por el Sistema Automatizado de Normas Técnicas de PDVSA. [5]. Manual de Ingeniería de Diseño de Petróleos de Venezuela (P.D.V.S.A). 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Palabras clave: Comentarios: Fecha de creación: 30/09/2007 21:29:00 Cambio número: 3 Guardado el: 30/09/2007 21:31:00 Guardado por: Nora Garcia Tiempo de edición: 2 minutos Impreso el: 01/10/2007 0:31:00 Última impresión completa Número de páginas: 137 Número de palabras: 30,082 (aprox.) Número de caracteres: 165,453 (aprox.)
