escuela superior de ingenierÍa mecÁnica y elÉctrica

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA

MECÁNICA Y ELÉCTRICA

“DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE UNA PLANTA INDUSTRIAL”

TRABAJO ESCRITO:

EN LA MODALIDAD DE MEMORIA DE EXPERIENCIA PROFESIONAL

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:

INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTA:

JACINTO BALLINAS AGUILAR

ASESORES:

ING. ERNESTO ADOLFO NIÑO SOLÍS ING. GERARDO GÁLVEZ MAYA

MÉXICO D.F. MARZO DEL 2015

AGRADECIMIENTOS.

A DIOS,

Por estar conmigo siempre y por permitirme a estas alturas de mi vida, obtener un logro más dentro de mi vida profesional.

A LA ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA, ESIME, DEL INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL,

Que me brindó sus Instalaciones Académicas y junto con mis maestros y compañeros, adquirir los conocimientos necesarios que me permitieron desarrollarme profesionalmente en el ámbito laboral dentro de la Ingeniería Eléctrica.

A ICA FLUOR DANIEL,

Por darme la oportunidad durante 25 años de desarrollar mi vida profesional con mucho éxito y satisfacción personal tanto en Proyectos dentro del Territorio Nacional como en el Extranjero, en Países como Argentina y Estados Unidos de América; por su constante interés por hacer que los empleados seamos más profesionales, más y mejor capacitados.

A MIS ASESORES,

Ing. Ernesto Adolfo Niño Solís y al Ing. Gerardo Gálvez Maya, mi más sincero agradecimiento por su apoyo y gran profesionalismo, demostrando una vez más su compromiso con la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica, con el Instituto Politécnico Nacional y su lealtad al desarrollo de los Profesionistas Mexicanos.

COMPAÑEROS DE ICA FLUOR,

A los Ingenieros Jorge Servín Córdoba, L. Adolfo Tapia Uribe y Gerardo Vasconcelos Pérez, por el apoyo que me brindaron en la realización de esta Memoria de Experiencia Profesional.

¡A todos, mi eterno agradecimiento!

II

DEDICATORIA.

A MIS PADRES (FINADOS),

Adelaido Ballinas y Ocotlán Aguilar, a quienes agradezco en dondequiera que estén, por sus consejos y su constante esfuerzo e interés por hacer de mi un hombre honesto y útil a la Sociedad.

A MI ESPOSA,

Rosa María, por su incansable apoyo antes y durante el desarrollo de este trabajo.

A MIS HIJOS,

Christian, César Augusto, Patsy y Juan Luis a quienes, en forma especial dedico esta “Memoria de Experiencia Profesional”, al mismo tiempo que los invito a superarse día a día y a dar todo de sí para lograr sus objetivos de vida.

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RESUMEN

“DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE UNA PLANTA INDUSTRIAL”

El contenido de esta Memoria de Experiencia Profesional, incluye entre otras cosas, lo siguiente:

CAPÍTULO 1, ANTECEDENTES

• En la primera sección de este Capítulo, se describe brevemente el objetivo de este reporte escrito.

• En la segunda sección, se incluye el perfil de la Empresa ICA FLUOR como una de las Empresas Líder en el Desarrollo de Proyectos IPC, Ingeniería, Procuración y Construcción en Latinoamérica, en la cual se pueden aplicar todas las Ingenierías y Carreras Profesionales afines y de Soporte Tecnológico.

• En la sección tres, se describe el papel y responsabilidad que tiene un Ingeniero con el puesto de “Supervisor de Ingeniería Sr. I”, en ICA FLUOR.

CAPÍTULO 2, DESCRIPCIÓN Y ALCANCE DEL PROYECTO E INFORMACIÓN INICIAL

• En la sección uno de este Capítulo 2, se describe el Alcance del Proyecto, el cual comprende el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, la Procuración del Equipo y la Construcción de una Planta dentro de la Refinería de Salina Cruz, Oax., para producir Gasolina Limpia de Bajo Contenido de Azufre.

• En el caso de esta Memoria de Experiencia Profesional, se refiere únicamente al desarrollo de la Ingeniería de Detalle Eléctrica y se describen los tipos de documentos eléctricos que se elaboraron para poder realizar la Construcción del Sistema Eléctrico de esta Planta y sus Servicios Auxiliares.

• En la sección dos, se adiciona el Organigrama del personal Líder que se requirió en este Proyecto.

• La sección tres describe en términos generales las Normas, Códigos y Especificaciones bajo las cuales se realizó la Ingeniería Eléctrica de este Proyecto, así como las herramientas de cálculo y diseño utilizadas.

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CAPÍTULO 3, INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE UNA PLANTA INDUSTRIAL

• En la sección uno de este capítulo, se indican las actividades que desarrollé y que en forma general son responsabilidad del “Supervisor Líder de Disciplina” en un Proyecto. Cada actividad de la Ingeniería de Detalle Eléctrica debe ser elaborada de acuerdo con los requerimientos y regulaciones que establecen las Normas y las Especificaciones del Proyecto, mismas que deberán aplicarse en el desarrollo de la Ingeniería de Detalle de una Planta Industrial, que en este caso es del tipo Petroquímica y que servirá para la elaboración de gasolinas limpias de ultra bajo contenido de azufre y que se está construyendo actualmente dentro de la Refinería de Salina Cruz, en el Estado de Oaxaca, México.

• En la sección dos, detallo la formación de los grupos de trabajo y las responsabilidades de cada uno para la elaboración de la Ingeniería de este Proyecto.

• En la sección tres se indican los tipos de documentos que se revisaron y que conformaran el libro de proyecto de Ingeniería eléctrica.

CAPÍTULO 4, INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA COMO PRODUCTO TERMINADO

• En este capítulo se incluyen algunos ejemplos de documentos de Ingeniería Eléctrica aprobados para construcción y que dan una idea clara de la Ingeniería desarrollada para la construcción del Sistema Eléctrico de este Proyecto.

CAPÍTULO 5, CONCLUSIONES

• En la sección uno de este capítulo se indican un glosario para definir los términos técnicos más significativos utilizados dentro de la Ingeniería de Detalle de este Proyecto.

• La sección dos, detalla uno a uno todas las Normas, Códigos y Especificaciones bajo las cuales se desarrollaron todos los documentos técnicos de la Ingeniería Eléctrica del proyecto.

• La sección tres, incluye la Bibliografía.

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SUMMARY

“DEVELOPMENT OF DETAIL ENGINEERING ELECTRICAL INSTALLATION AN INDUSTRIAL PLANT”

The content of this Professional Experience Memory, including the following:

CHAPTER 1, BACKGROUND

• In the first section of this chapter, the objective of this written report is briefly described.

• In the second section the profile of ICA FLUOR Company is included as one of the Leading Enterprises Development of IPC Projects, Engineering, Procurement and Construction in Latin America, in which you can apply all engineering and related Career and Technological Support.

• In section three, the role and responsibility of an engineer with the position of "Supervisor of Engineering Sr. I" in ICA FLUOR, is described.

CHAPTER 2, DESCRIPTION AND SCOPE OF THE PROJECT AND INITIAL INFORMATION

• In the first section of this Chapter 2, is described the Project Scope, which includes the development of the detail engineering, the Procurement Team and the Construction of a plant within the Refinery Salina Cruz, Oaxaca, to produce clean fuels of low sulfur,

• In the case of this Memory Professional Experience, refers only to the development of Electrical Engineering Detail and types of electrical documents were developed to perform the Electric System Construction of this plant and describes Auxiliary Services.

• In section two, the Organizational Leader staff was required in this project is added.

• Section three describes in general terms the standards, codes and specifications

under which the electrical engineering of this project was conducted and the calculation and design tools used.

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CHAPTER 3, DETAIL ENGINEERING OF ELECTRICAL INSTALLATION AN INDUSTRIAL PLANT

• In one of this chapter, it is indicated the activities I developed that in general are the responsibility of "Discipline Leader Supervisor" in a Project. Each activity Detail Engineering Electrical must be prepared in accordance with the requirements and regulations establishing the Standards and Specifications Project, same to be applied in the development of the detailed engineering of an industrial plant, which in this case is Petrochemicals type and will serve for the development of clean fuels ultra low sulfur and is currently being built in Salina Cruz Refinery in the state of Oaxaca, Mexico.

• In section two, I detail the formation of working groups and responsibilities of each to the development of this Project Engineering.

• The section three, are types of documents reviewed are listed and conform the book project of Electrical Engineering.

CHAPTER 4, DETAIL ENGINEERING OF ELECTRICAL INSTALLATION AS FINISHED PRODUCT

• In this chapter some examples of Electrical Engineering documents approved for construction are included and give a clear idea of Engineering developed for the construction the Electrical System of this Project.

CHAPTER 5, CONCLUSIONS

• In section one of this chapter, is a glossary defining the most important technical terms used in the detailed engineering of this project.

• Section two, detailed one to one all standards, codes and specifications under which all technical documents of Electrical Engineering Project developed.

• Section three includes the Bibliography.

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ÍNDICE

Introducción .................................................................................................................................................. 1

CAPÍTULO 1 .............................................................................................................................................. 5

1. ANTECEDENTES ................................................................................................................................ 5

1.1. Objetivo de este trabajo escrito ................................................................................................ 5

1.2. Semblanza de la Empresa ICA FLUOR ........................................................................................ 5

1.3. Descripción de mi Puesto en ICA FLUOR ................................................................................... 7

CAPÍTULO 2 ............................................................................................................................................ 10

2. DESCRIPCIÓN Y ALCANCE DEL PROYECTO E INFORMACIÓN INICIAL ............................................. 10

2.1. Descripción y alcance del Proyecto de GLSC ........................................................................... 10

2.2. Organigrama del Proyecto de GLSC......................................................................................... 12

2.3. Normatividad, herramientas y sistema de trabajo en ICAF .................................................... 13

2.4. Tamaños de planos y escalas más usadas ............................................................................... 15

CAPÍTULO 3 ............................................................................................................................................ 17

3. INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE UNA PLANTA INDUSTRIAL .............. 17

3.1. Actividades de Planeación, Programación, Organización y Control de la Ingeniería .............. 17

3.2. Actividades de Supervisión, Revisión y Aprobación de la Ingeniería Eléctrica ....................... 18

3.3. Revisión y aprobación de documentos ................................................................................... 20

3.4. Análisis técnico-económico del Proyecto ................................................................................ 20

CAPÍTULO 4 ............................................................................................................................................ 22

4. EJEMPLOS DE INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA COMO PRODUCTO TERMINADO ........................................................................................................................................... 22

4.1 Tabla de ejemplos ................................................................................................................... 22

CAPÍTULO 5 .......................................................................................................................................... 139

5. CONCLUSIONES ............................................................................................................................ 139

5.1 Conclusiones .......................................................................................................................... 139

5.2 Glosario (Definiciones) .......................................................................................................... 140

5.3 Referencias y Normatividad .................................................................................................. 142

5.4 Bibliografía ............................................................................................................................. 147

VIII

DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE UNA PLANTA INDUSTRIAL.

JACINTO BALLINAS AGUILAR.

Introducción Todos los sistemas eléctricos, cualquiera que sea su tipo, ya sean para uso residencial, comercial, industrial o de potencia, tienen como propósito común, proporcionar energía eléctrica al equipo final como pueden ser mecanismos industriales, equipo de control, motores, alumbrado, etc. Este proceso de conducción y distribución de la energía eléctrica deberá tener de acuerdo a normas, cierto nivel de seguridad, confiabilidad, flexibilidad, debe ser de bajo costo de operación utilizando dispositivos y equipos de ahorro de energía y finalmente de fácil mantenimiento.

El diseño de un sistema eléctrico, se basa principalmente en el conocimiento y experiencia de los diseñadores sobre las normas que regulan la energía eléctrica tanto internacionales como la normalización del lugar donde será instalada la planta industrial. Tener un amplio conocimiento para poder aplicar con certidumbre y ventaja, normas como ANSI, IEEE, NEMA, NEC, NFPA, las normas NOM (para proyectos nacionales), Procedimientos y Especificaciones del Cliente, por citar solo algunas.

El sistema eléctrico de una planta industrial, comprende en forma general, el diseño de los siguientes sistemas:

• El diseño de la subestación o subestaciones primarias y de distribución. • El diseño del sistema de distribución de fuerza en A.T., M.T y en B.T. • Diseño del sistema de tierras y pararrayos. • Diseño del sistema de alumbrado. • Diseño del sistema de alimentadores para equipo de telecomunicaciones (telefonía y voceo). • Diseño de alimentadores al equipo de protección catódica y trazas eléctricas (cuando aplique). • Memorias de cálculo (para todas las instalaciones anteriormente indicadas).

Los ingenieros diseñadores deben entonces tener conocimientos y estar familiarizados con los equipos que constituyen una subestación, la cuál puede ser del tipo compacto interior, encapsulada en SF6 o convencional (tipo abierto o intemperie). Deben tener conocimientos en cálculo de alimentadores, conocer donde un tipo de distribución tiene

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más ventajas que otro, es decir donde conviene una distribución de alimentadores en banco de ductos subterráneo, en charolas, en ducto cuadrado embisagrado. Conocer la aplicación y los diferentes cálculos de corto circuito en la selección de equipos eléctricos, como pueden ser interruptores, apartarrayos, cuchillas desconectadoras, centros de control de motores, tableros de distribución, etc. Estar familiarizado con el estudio de coordinación de protecciones, flujos de carga, coordinación de aislamientos y otros.

Conocer las regulaciones que marcan las normas (ANSI/IEEE Std-80. Guide for Safety in AC Substation Grounding) sobre el diseño y cálculo de redes de tierra para subestaciones interiores, abiertas o en SF6.

Conocer las regulaciones que marcan las normas (NFPA, National Fire Protection Association), sobre el diseño y cálculo de sistemas de pararrayos.

Tener conocimientos de cálculo de alumbrado interior, exterior y de los diferentes tipos de luminarios que existen en el mercado, sus características específicas de aplicación y las ventajas que ofrece uno con respecto al otro en una aplicación particular. Uno de los aspectos importantes para diseñar un buen sistema de alumbrado, es conocer el proceso de la planta (para lo cual es necesario platicar al respecto con los ingenieros del área de proceso del proyecto), de cada uno de los diferentes locales para junto con las regulaciones que apliquen (SMII, Sociedad Mexicana de Ingenieros en Iluminación o la IES Illuminating Engineering Society) ), definir el nivel de iluminación requerido, conocer la clasificación que de acuerdo con el NEC, National Electrical Code, tiene el lugar, para de esta forma poder elegir el tipo de luminaria y tipo de instalación (con accesorios del tipo general o con clasificación peligrosa y a prueba de explosión) a utilizar.

Generalmente el diseñador de sistemas eléctricos suministra el ruteo de tubería conduit, registros, cajas de conexión de acuerdo a los requerimientos del cliente, para los sistemas de telefonía y voceo en su caso. Es recomendable dejar al alcance de personal de empresas especializadas en comunicaciones el suministro, instalación, pruebas y puesta en operación de todo el equipo.

Es importante indicar que en la actualidad, la mayoría de las empresas serias que se dedican a la ingeniería de plantas industriales, tienen como un recurso indispensable y poderoso el uso de la computadora y diferentes programas técnicos, que ayudan al ingeniero en el diseño, análisis, cálculo, dibujo en dos y tres dimensiones, de sistemas eléctricos y sus instalaciones.

En este informe se darán algunos ejemplos de la “Ingeniería de Detalle” como producto terminado, en la cual mi función fue y sigue siendo hasta entregar la

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Planta al Cliente, como el responsable técnico de la Disciplina Eléctrica y del grupo de ingenieros que participaron en este proyecto.

Este informe técnico ha sido preparado como una “Memoria de Experiencia Profesional” con el objetivo de que sirva para la obtención del Título de “Ingeniero Electricista” por parte de Jacinto Ballinas Aguilar y también para que sirva como consulta de estudiantes de Ingeniería Eléctrica y profesionistas interesados y dedicados al desarrollo de la Ingeniería de Detalle de Instalaciones Eléctricas de Plantas Industriales.

Figura 1

Figura 2

1 Vista Aérea, “Refinería Salina Cruz”.

2 Vista Lateral, “Refinería Salina Cruz”.

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CAPÍTULO 1

ANTECEDENTES

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CAPÍTULO 1

1. ANTECEDENTES

1.1. Objetivo de este trabajo escrito Generar una Memoria de Experiencia Profesional, para obtener el Título de Ingeniero Electricista, describiendo brevemente las Actividades Profesionales que he desarrollado durante 54 meses, en el Proyecto:

“Desarrollo de la Ingeniería, Procuración y Construcción de la Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica Unidades Regeneradoras de Amina, Sistemas Complementarios, Instalaciones de Servicios Auxiliares y su Integración en la Refinería “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” en Salina Cruz, Oaxaca”.

En las cuáles se puede constatar que he aplicado en todo momento con Ética, todos los conocimientos técnicos que obtuve durante mi etapa de Estudiante en la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica, ESIME, del Instituto Politécnico Nacional, así como durante toda mi vida Profesional que a esta fecha contabiliza 34 años de experiencia, traducidos en aprendizaje y de trabajo continuo.

La duración de la Ingeniería de Detalle de este Proyecto fue básicamente de 54 meses: se inició el 12 de abril de 2010 y a la fecha se encuentra en la etapa de Construcción con un avance global del 95%. En mi caso a la fecha doy soporte o asesoría en aspectos muy específicos de la etapa Constructiva.

1.2. Semblanza de la Empresa ICA FLUOR ICA Fluor Daniel, es una Empresa Mexicana que desde 1993 somos parte de una asociación con Fluor Corporation, una de las empresas de ingeniería, procuración y construcción más grandes del mundo. Esta alianza nos beneficia en que seamos los líderes en el desarrollo de proyectos industriales en México, Centroamérica y el Caribe. Tenemos más de 50 años de experiencia en proyectos de energía, refinación, petróleo, gas, químicos, metalúrgicos, entre otros.

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ICA Fluor es una Empresa IPC, muy importante de México, con un ambiente de trabajo de mucha armonía con los empleados, con Proyectos IPC de gran magnitud y alta complejidad técnica que desafía al conocimiento, al ingenio y a la experiencia de sus trabajadores. ICAF es el campo ideal en la cuál se pueden ejercer a plenitud todas las Ingenierías y carreras afines. Edifico de ICA FLUOR, ubicado en Dakota No. 95, Col. Nápoles, D.F.

Figura 3

Figura 4

3 Edificio de las instalaciones de ICA FLOUR.

4 Logo de Empresas GRUPO ICA.

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Recepción ICA FLUOR, Dakota 95, D.F.

Figura 5

1.3. Descripción de mi Puesto en ICA FLUOR Nombre: Jacinto Ballinas Aguilar

Área de Trabajo: Departamento de Ingeniería Eléctrica.

Puesto actual: Supervisor Sr. I.

Responsabilidades:

a) Cálculos y Diseños: Revisar y Aprobar los trabajos especializados de su Disciplina y establecer lineamientos y soluciones técnicas de alta calidad técnica. b) Códigos y Normas: Conocer los códigos y normas aplicables a los diseños eléctricos y verificar la correcta aplicación de los mismos del personal a su cargo.

5 Recepción ICA FLOUR.

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c) Bases de Diseño y Especificaciones: Validar las bases de diseño y especificaciones de su disciplina desarrolladas por el personal a su cargo. Administrar y documentar mejoras en la especificación de materiales y equipo. d) Contrato y alcance: Conocer y entender al 100% el Alcance del Contrato, su presupuesto en horas-hombre y tiempo de ejecución del Proyecto. Participar con el Ingeniero de proyecto y supervisores de otras disciplinas en la realización del programa del proyecto. Definir las necesidades de personal tomando en cuenta las HH asignadas soportadas por el programa y redactar los alcances de su disciplina cuando así se requiera. e) Planes y Programas: Participar en la planeación y programación del proyecto, programar a detalle las actividades del personal a su cargo en coordinación con los especialistas asignados al proyecto. Elaborar reporte de avance de su Disciplina y asegurar su cumplimiento. Informar a la disciplina de los acuerdos del proyecto. f) Control de recursos y presupuestos: Asegurar que las actividades del personal a su cargo cumplan con los presupuestos de HH y con los programas de ejecución. g) Administración de cambios, riesgos y oportunidades: Identificar y registrar cambios de alcance, indicando el impacto en tiempo, programa y costo de los mismos. h) Administración de Equipo y Materiales: Revisar, aprobar y dar seguimiento a todas las requisiciones de compra de equipos y materiales de acuerdo con el programa del proyecto, incluyendo la capacitación requerida cuando así sea necesario. i) Promover y maximizar el uso de comunidades de conocimiento, el adoctrin, la universidad virtual y otros recursos disponibles que faciliten el seguimiento de los procesos de trabajo de la Disciplina y la empresa en general, así como el cumplimiento del programa de capacitación del personal a su cargo. j) Formación de Personal: Proporcionar y promover guía y dirección a los ingenieros de su Disciplina.

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CAPÍTULO 2

DESCRIPCIÓN Y ALCANCE DEL PROYECTO E INFORMACIÓN INICIAL

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CAPÍTULO 2

2. DESCRIPCIÓN Y ALCANCE DEL PROYECTO E INFORMACIÓN

INICIAL

2.1. Descripción y alcance del Proyecto de GLSC Con la finalidad de alimentar todos los servicios de energía eléctrica que requieren las instalaciones de este proyecto, se desarrolló la Ingeniería de Detalle del sistema eléctrico, se suministraron los equipos, materiales y accesorios requeridos, construir, instalar, realizar pruebas a todos los elementos del sistema eléctrico, se debe proporcionar al personal de PEMEX Refinación cursos de capacitación para la operación y mantenimiento de equipos (proporcionada directamente por los fabricantes de los equipos), arrancar equipos y poner en operación las instalaciones eléctricas de fuerza y control, sistema de alumbrado normal, sistema de alumbrado de emergencia, luces de obstrucción, receptáculos, red de puesta a tierra y sistema de protección contra tormentas eléctricas para todos los equipos, edificios y en general todas las instalaciones de las plantas desulfuradoras de gasolina ULSG-1 y ULSG-2, sus unidades regeneradoras de amina URA-1 y URA-2, planta purificadora de hidrógeno (PSA), torre de enfriamiento TE-08, los sistemas complementarios, las subestaciones eléctricas nuevas “SE-11A” y SE-11A-1, cuartos de control satélite, casa de cambio, casetas de operadores, ampliación al cuarto de control central (bunker), desfogues y quemador elevado QE-07, tanques de almacenamiento TV-57 y TV-58, y la ampliación e integración en instalaciones eléctricas existentes como centros de control motores y tableros de distribución en la termoeléctrica No.2, SE-53, SE-524, SE-5A, SE-2A-11, SE-3A y la construcción y ampliación de ductos eléctricos.

El diseño del sistema eléctrico, la capacidad y características de los equipos, accesorios y materiales, la construcción y pruebas de las instalaciones eléctricas deben cumplir los requisitos establecidos en la norma NOM-001-SEDE-2005, en la norma NRF-048-PEMEX-2007, en los lineamientos de ingeniería y requisitos señalados en el Anexo 2.3.6 “Lineamientos de Ingeniería y estudios”, en las normas y especificaciones señaladas en el anexo B-1 “Normas y especificaciones técnicas” y los demás documentos de las bases de licitación. Toda la ingeniería que desarrolle el contratista para las instalaciones de cada una de las plantas arriba indicadas, debe incluir los siguientes conceptos y documentos, que deben estar respaldados por planos, diagramas, memorias de cálculo, documentos de compra y lista de materiales:

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• Lista de motores. • Lista de cargas eléctricas. • Diagramas unifilares. • Especificaciones de equipos • Lista de materiales. • Localización y arreglos de equipo eléctrico en cada subestación (plantas, elevaciones, cortes transversales cortes longitudinales y detalles). • Distribución y arreglo de soportes tipo charola en cuarto de cables de cada subestación (plantas, elevaciones, detalles y cortes). • Distribución de fuerza en área de cada subestación y proceso. • Distribución de fuerza, alumbrado y control en áreas de proceso y sistemas complementarios. • Distribución de fuerza, alumbrado, control y red de tierras para nuevas bombas en casas de bombas, tanques cachadores y tanques de sello del quemador. • Cédula de conductores y tubos conduit para todos los circuitos del proyecto. • Cortes de ductos eléctricos de alimentadores de la subestación, áreas de proceso y sistemas complementarios. • Receptáculos, alumbrado normal y de emergencia en edificios y cobertizos. • Receptáculos en áreas de proceso, luces de obstrucción, alumbrado normal y de emergencia en áreas de proceso y sistemas complementarios. • Alumbrado exterior en vialidades y racks, en área de proceso y sistemas complementarios. • Cuadros de cargas de tableros para alumbrado y receptáculos. • Sistemas de puesta a tierra para subestación, áreas de proceso y sistemas complementarios. • Sistema de puesta a tierra para equipo electrónico. • Sistema de protección contra tormentas eléctricas (SPTE). • Diagramas de control eléctrico para media y baja tensión. • Clasificación de áreas peligrosas (presentando vistas en planta, elevaciones y cortes longitudinales y transversales. • Detalles de instalación y montaje (alumbrado, fuerza, control y puesta a tierra). • Estudios y cálculos de corto circuito (todas las fallas), calidad de la energía, coordinación y ajuste de protecciones eléctricas trifásicas y monofásicas. • Corrección del factor de potencia y bancos automáticos de capacitores en media tensión. • Corrección de contenido armónico en el sistema eléctrico. . • La representación gráfica y memorias de cálculo de la Ingeniería la energía, coordinación y ajuste de protecciones eléctricas trifásicas y monofásicas. • Corrección del factor de potencia y bancos automáticos de capacitores se deben elaborar por medio de paquetes de diseño reconocido a nivel internacional y dibujo asistido por computadora (CAD), generando archivos de extensión DWG ó DGN.

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La representación gráfica y memorias de cálculo de la Ingeniería se deben elaborar por medio de paquetes de diseño reconocido a nivel internacional y dibujo asistido por computadora (CAD), generando archivos de extensión DWG ó DGN.

Toda la ingeniería debe estar soportada por memorias de cálculo para cada uno de los elementos del sistema eléctrico. Las memorias de cálculo deben incluir los datos de entrada y los reportes de salida del software utilizado, así como el desarrollo correspondiente, conclusiones y recomendaciones. No se aceptan cálculos hechos en hojas de Excel, Word o a mano que substituya el software mencionado anteriormente. PEMEX-Refinación y su representante tiene el derecho de revisar la documentación que se genere por el Contratista durante el desarrollo de la ingeniería y podrá emitir los comentarios procedentes, sin relevar al Contratista de la responsabilidad total y absoluta del desarrollo y resultados de esta. El proyecto debe cumplir con la norma NOM-001-SEDE-2005, para verificar este requisito el Contratista debe contratar los servicios de una Unidad Verificadora de Instalaciones Eléctricas (UVIE) con acreditación vigente y obtener la certificación correspondiente; el Contratista debe incluir en su propuesta como parte del alcance de la obra, la contratación de la UVIE. Las secciones (calibre) de los conductores, diámetro de las tuberías conduit de los circuitos en 13,800 V, 4160 V, 480 V, 220/127 V, para fuerza, alumbrado, control y red de tierras, así como la capacidad de equipos eléctricos y materiales para las subestaciones y las plantas de proceso, deben ser determinadas por el Contratista, tomando como base la ingeniería básica del Licenciador. Los materiales y equipos suministrados por el Contratista, deben ser nuevos y cumplir las normas especificaciones y lineamientos de las Bases de Licitación.

2.2. Organigrama del Proyecto de GLSC La siguiente figura, muestra el Organigrama IPC del personal Líder de cada una de las Disciplinas que intervinieron en este proyecto de GLSC.

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Figura 6

2.3. Normatividad, herramientas y sistema de trabajo en ICAF

a) Normas, Códigos y Especificaciones del Proyecto

El desarrollo de la Ingeniería de Detalle de las instalaciones eléctricas del proyecto está regido por las Normas, Códigos y Especificaciones siguientes:

• Normas Oficiales Mexicanas, NOM, ver relación de estas Normas aplicables a este Proyecto en la sección 4.3 de esta Memoria.

6 Organigrama del Proyecto GLSC.

DIRECTOR DE PROYECTO

GERENTE DE PROYECTO

COORDINADOR ASEG. DE CALIDAD

AMBIENTAL INGENIERO DE PROYECTO

LÍDER DE CONTROL DE PROYECTOS

LÍDER PROCURACIÓN GERENTE DE SITIO

LIDER PROCESO LIDER MECÁNICO

LIDER ARQUITECTURA

LIDER HVAC

LIDER TUBERÍAS

LIDER ELECTRICO (J. BALLINAS)

LIDER CIVIL-ESTRUCTURAL

LIDER SISTEMAS DE CONTROL

LIDER PDS

LIDER SEGURIDAD LIDER TELECOM

LIDER CONTROL DE DOCUMENTOS

COMPRADORES MECANICO

COMPRAS INSTRUMENTOS

COMPRAS ELÉCTRICO

TRÁFICO

SUPERINTENDENTE CIVIL-ESTRUCTURAL

SUPERINTENDENTE SEGURIDAD

SUPERINTENDENTE DE CALIDAD

SUPERINTENDENTE SISTEMAS CONTROL

SUPERINTENDENTE ELECTRICO

SUPERINTENDENTE MECANICO

ASEGURAMIENTO DE CALIDAD

INSPECCION

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• Normas Mexicanas, NMX, ver relación de estas Normas aplicables a este Proyecto en la sección 4.3 de esta Memoria.

• Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos (NRF-xxx-PEMEX), ver relación de estas Normas aplicables a este Proyecto en la sección 4.3 de esta Memoria. • Especificaciones GNT-SSNP-Exxx, ver relación de estas Especificaciones aplicables a este Proyecto en la sección 4.3 de esta Memoria. • Especificaciones GNT-SSIME-Exxx, ver relación de estas Especificaciones aplicables a este Proyecto en la sección 4.3 de esta Memoria. • Normas Internacionales, ver relación de estas Normas aplicables a este Proyecto en la sección 4.3 de este reporte. • API, RP-500, American Petroleum Institute. • Especificaciones, Procedimientos y Métodos de Trabajo de ICA Fluor. • La Unidad de Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE) debe realizar el proceso de verificación del proyecto, documentando todas sus actividades e informando a PEMEX. El trabajo de la UVIE debe cumplir con los requerimientos del Procedimiento para Evaluación de la Conformidad de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, PUBLICADO EN EL Diario Oficial de la Federación el 24 de Octubre del 2006. b) Herramienta de trabajo y sistemas de capacitación en ICA FLUOR • La Plataforma de trabajo original es el PDS (Power Design System). • Los planos se desarrollaron en CAD (Computer Aided Design), Microstation, SPEL (Smart Plan Electrical). • Los Programas de Cálculo son de reconocido prestigio Internacional como el ETAP, Power Tools, Luxicon, entre otros. • Adoctrin, sistema de intranet que controla el adoctrinamiento en los Procedimientos de la Empresa de cada Empleado.

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• Universidad Virtual, Sistema de trabajo mediante Internet cuyo objetivo es la Capacitación en Línea de Cada Empleado en función de su perfil de desarrollo profesional. • CLS (Control Level Schedule) Programa que se utiliza para programar las actividades y al personal que se requiere para el desarrollo del trabajo. • Eztrac, programa se que utiliza para controlar el avance y definir Lista Maestra de Documentos y Actividades Técnicas. • POL (Project On Line), es un programa que trabaja dentro de Internet para revisión de dibujos de Ingeniería y de planos de los proveedores en todo el Mundo.

2.4. Tamaños de planos y escalas más usadas Para la elaboración de los planos de la ingeniería de detalle, el Contratista debe referirse a la Norma 1.030.01 “Guía para la Elaboración de Planos y Formatos para Documentos Diversos”. De acuerdo a esta Norma los planos para la Disciplina Eléctrica, pueden ser de los tamaños “D” (560 mm de ancho por 896 mm de longitud) y “E” (840 mm de ancho por 1065 mm de longitud). Dependiendo del tamaño de la instalación a mostrar, se elige la escala, en nuestro caso, las escalas pueden ser:

Tipo de Plano Escala

Arreglos de equipo y distribución de fuerza y control en subestaciones y cuartos de control eléctrico.

1:40, 1:50, 1:75

Alumbrado, distribución de fuerza y control. Tierras y pararrayos en edificios. 1:50, 1:75, 1:100

Alumbrado, distribución de fuerza y control. tierras en calles y áreas abiertas 1:200 a 1:1000

Figura7

7 Tabla de escalas por tipo de plano.

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CAPÍTULO 3

INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE UNA PLANTA INDUSTRIAL

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CAPÍTULO 3

3. INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE

UNA PLANTA INDUSTRIAL

3.1. Actividades de Planeación, Programación, Organización y Control de la Ingeniería

Mi participación personal propiamente dicha en este proyecto fue en la elaboración de las actividades que forman parte de la Planeación, Organización y Control del Proyecto y que fueron: a) Asistencia Técnica al personal de “Control de Proyecto” para desarrollar el Programa de ejecución de la Ingeniería de Detalle de la Disciplina Eléctrica. Tomando como punto de partida la Ingeniería Básica disponible y el flujo de información generada por otras Disciplinas, se elabora el Programa de Ejecución de la Ingeniería Eléctrica, definiendo duración de cada actividad y fecha pronóstico de inicio y terminación de cada actividad. b) Desarrollo de las Necesidades de Personal, de acuerdo con el Programa de Ejecución y el presupuesto de horas-hombre aprobado para la Disciplina. c) Juntas internas interdisciplinarias, para revisión de pendientes, acuerdos de trabajo, revisión de documentos generales como el plano de Arreglo de Equipo de la Planta y toma de decisiones. d) Juntas con Proveedores de equipo Mecánico y sobre todo de equipo Eléctrico y Materiales. Se levanta y firma minuta de acuerdos y compromisos.

e) Juntas con el Cliente, para revisión de pendientes, aclaraciones y conciliación de comentarios del Cliente, se elabora minuta y se firman los acuerdos y compromisos. f) Programación de los recursos humanos y técnicos durante todo el proyecto. g) Controlar el consumo de horas-hombre y dar el avance mensual de Ingeniería de la Disciplina. h) Junta de revisión y conciliación de los comentarios de la UVIE: Esta Unidad de Verificación de Instalaciones Eléctricas, debe realizar el proceso de verificación del proyecto, de acuerdo a los requerimientos del Procedimiento para evaluación de la conformidad de la NOM-001-SEDE publicado en el Diario Oficial de la Federación el

17



24 de octubre de 2006, documentando todas sus actividades, e informando a PEMEX de ellas. Se requiere en forma general lo siguiente: • Revisión del proyecto, dibujos y memorias de cálculo. • Realizar visitas de verificación. • Elaboración de actas circunstanciadas. • Elaboración de informes técnicos. • Atención a reportes de correcciones. • Expedición de Dictamen de Verificación. i) Revisión y firma de aprobación del total de documentos de Ingeniería de Detalle de su Disciplina, en el caso específico de este Proyecto se generaron aproximadamente 1150 documentos técnicos entre planos, especificaciones de equipos, estudios y memorias de cálculo. j) Juntas semanales de Proyecto, para aclaración de pendientes de información por parte del Cliente o interna. k) Junta con los jefes de cada grupo eléctrico para alineación del trabajo y toma de decisiones, revisión de pendientes. l) Una vez iniciada la Construcción, se integra al grupo de Ingeniería el Apoyo y asesoría al grupo de Construcción.

3.2. Actividades de Supervisión, Revisión y Aprobación de la Ingeniería Eléctrica

Para mejorar la eficiencia y productividad de la Disciplina tanto del Grupo de trabajo como individualmente, formé 3 grupos de trabajo en el proyecto, con esto se logra aprovechar el conocimiento que se adquiere al elaborar un tipo de documento y posteriormente elaborar documentos similares. a) Grupo 1: Grupo de Ingeniería. Mi trabajo con este Grupo, consistió en dar las indicaciones, alineación del trabajo y toma de decisiones técnicas que requería el proyecto, de acuerdo con las Normas y Especificaciones aplicables, cada documento se revisa que sea de alta calidad técnica, es decir que cumpla con las Normas de Dibujo, que contenga la información técnica definida en las Memorias de Cálculo y Estudios Eléctricos y que sea suficiente para su construcción. Una vez terminado y revisado cada documento, se firma para editarlo y enviarlo al Cliente. Los documentos generados por este Grupo fueron: • Diagramas Unifilares

18



• Especificaciones de equipo eléctrico • Diagramas Esquemáticos y de Interconexión • Arreglos de Equipo Eléctrico de cada Subestación (Área de transformadores, cuarto de charolas, cuarto de baterías, cuartos eléctricos) • Cédulas de cable y conduit • Lista de equipo eléctrico • Lista de motores, • Listas de cargas eléctricas • Estudios Eléctricos de Potencias (utilizando los programas de cálculo ETAP y Power Tools). • Memorias de Cálculo, excepto memorias de alumbrado (son realizadas por el Grupo de Diseño). • Revisión de memorias de cálculo (fuerza, control, alumbrado, tierras, pararrayos, cálculo de protecciones, tableros, capacidades de equipo). • Revisión de estudios técnicos (corto circuito, factor de potencia, caída de tensión, clasificación de áreas, flujo de carga). b) Grupo 2, Grupo de Diseño. En forma similar al trabajo de supervisión realizado con el Grupo 1, en este caso, este Grupo trabajó en la elaboración de los siguientes documentos: • Planos de distribución de fuerza y control (rutas de alimentadores subterráneos y/o aéreos) • Planos de cortes de charolas, cortes de ductos subterráneos y aéreos • Planos de registros eléctricos subterráneos • Planos de arreglo de charolas • Planos de cajas de conexión • Planos de alimentación a instrumentos • Planos de cuadros de carga de instrumentos • Planos de detalles de fuerza y control • Planos de distribución de alumbrado interior y exterior • Planos de cuadros de carga tableros de alumbrado • Planos de cédula de luminarias • Planos de detalles de alumbrado • Memorias de cálculo de alumbrado: niveles de iluminación (se utiliza el software LUXICON) y diseño de circuitos (selección de conductores y protecciones) c) Grupo 3, Grupo de Requisiciones de Equipo y Material. Mi trabajo de Supervisión, direccionamiento y revisión con este Grupo de trabajo, fue en la elaboración de las siguientes actividades: • Elaboración del paquete técnico de Requisiciones para Cotización de equipo

19



• Evaluación de las Cotizaciones Técnicas de los Proveedores (mínimo tres cotizaciones) • Elabora el paquete técnico de la Orden de Compra • Juntas de aclaraciones con los Proveedores • Revisión de dibujos de Ingeniería de los equipos del Proveedor • Aprobación de Planos de Proveedor • Seguimiento de avance de la fabricación de equipo (Grupo de Inspección dependiente de Procuración)

3.3. Revisión y aprobación de documentos Antes de emitir cualquier documento técnico, ya sea para comentarios del Cliente (En revisiones A, B, C) o emitidos como aprobados para construcción (En revisiones 0, 1, 2, etc.), se les da una revisión final y se firman por : El que dibujó, proyectó, revisó y aprobó. De esta manera se editaron: • Memorias de cálculo y estudios eléctricos. • Planos de fuerza y control: Unifilar, esquemáticos, de arreglo de equipo, distribución de fuerza. • Planos de alumbrado: Alumbrado interior, exterior, edificios y áreas de Proceso. • Tierras: Sistema eléctrico y electrónico en edificios y áreas de Proceso. • Pararrayos: En edificios y áreas de Proceso. • Especificaciones de Equipo Eléctrico: Transformadores, Tableros de MT, Tableros de BT, Bancos de Capacitores, SFI´S, Filtros de Armónicas, Bancos de Baterías, Resistividad Eléctrica del Terreno, Motores, Resistencia de Puesta a Tierra.

3.4. Análisis técnico-económico del Proyecto El análisis de costos generados en el Proyecto, debido al consumo de hh de Ingeniería es una responsabilidad del personal de Control de Proyecto. Sin embargo, el Supervisor Líder de cada Disciplina debe llevar un control de las hh consumidas por todo su personal y dar el avance mensual correspondiente. El Control de hh consumidas y avances lo realiza cada Disciplina a través de un Programa llamado Eztrac, (Ver sección de Anexos). Es responsabilidad del Líder de Disciplina, darle un estricto seguimiento a su programa de Ingeniería a fin de que el Proyecto salga con la calidad técnica requerida, dentro del tiempo establecido y el presupuesto de hh aprobado. Para la Disciplina Eléctrica en este Proyecto el presupuesto aprobado del 12 abril del 2010 al 15 de enero del 2015 fue de 92,906 hh, según Reporte del Personal de Control de Proyecto.

20



CAPÍTULO 4

EJEMPLOS DE INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA COMO PRODUCTO

TERMINADO

21



CAPÍTULO 4

4. EJEMPLOS DE INGENIERÍA DE DETALLE DE LA INSTALACIÓN

ELÉCTRICA COMO PRODUCTO TERMINADO

4.1 Tabla de ejemplos

No. DESCRIPCIÓN

Ejemplo 1 Diagrama Unifilar 13.8 y 4.16 kV.

Ejemplo 2 Arreglo de equipo eléctrico, SE-11A.

Ejemplo 3 Memoria de cálculo de transformadores.

Ejemplo 4 Memoria de cálculo transformador principal por flujo de carga.

Ejemplo 5 Memoria de cálculo resistencia de puesta a tierra.

Ejemplo 6 Memoria de cálculo alimentadores en 13.8 kV.

Ejemplo 7 Memoria de cálculo red de tierras, SE-11A.

Ejemplo 8 Distribución de fuerza, SE-11A.

Ejemplo 9 Distribución de alumbrado, área de Proceso.

Ejemplo 10 Red de tierras SE-11A.

Ejemplo 11 Red de pararrayos SE-11A-1.

Ejemplo 12 Memoria de cálculo de protecciones eléctricas.

Ejemplo 13 Lista de verificación diagrama unifilar.

Ejemplo 14 Memoria de cálculo de corto circuito.

Ejemplo 15 Estudio de coordinación de protecciones eléctricas.

22

EJEMPLO

1

EJEMPLO

2

EJEMPLO

3

MEMORIA DE CALCULO TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Y DE POTENCIA

Núm.: SC-03-110-L-MC-013 Fecha: 24/Ago/2011 Hoja: 2 de 14 Rev. 0

Eléctrica SC03110LMC013_0.docx

INDICE

CONCEPTO HOJA

1.0 ANTECEDENTES. 3

2.0 OBJETIVO. 3

3.0 ALCANCE. 3

4.0 NORMAS Y ESPECIFICACIONES. 3

5.0 REQUISITOS ESPECIFICOS. 3

6.0 DESARROLLO DEL MÉTODO PARA LA SELECCIÓN DE

TRANSFORMADORES. 4

7.0 EJEMPLO DE CÁLCULO TÍPICO. 5

8.0 RESULTADOS. 8

9.0 ANEXOS. 10

EJEMPLO

3




1.0 ANTECEDENTES

En la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime”, ubicada en Salina Cruz, Oaxaca, propiedad de PEMEX REFINACIÓN, se construirán las plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica USLG-1, ULSG-2, sus Unidades Regeneradoras de Amina URA-1 y URA-2, así como sistemas complementarios, instalaciones de servicios auxiliares y su integración, por lo que se requiere realizar la memoria de cálculo que respalde la selección de las capacidades del equipo de transformación de distribución y potencia de las unidades instaladas en las subestaciones, para estas nuevas áreas de la Refinería.

2.0 OBJETIVO

El objetivo de esta memoria es verificar las capacidades de los transformadores definidos durante la ingeniería básica, mostrando durante esta etapa de ingeniería de detalle, todas las condiciones, criterios, procedimientos de cálculo y los resultados obtenidos para el cálculo de transformadores de distribución y potencia de la planta.

3.0 ALCANCE

Esta memoria de cálculo cubre los conceptos y criterios utilizados para el cálculo y selección de la capacidad de los transformadores de distribución y potencia. Se presenta el desarrollo matemático para un cálculo típico de transformador, mientras que los demás resultados se comprobarán mediante el software ETAP (Electrical Transient Analyzer Program), y se mostrarán en los reportes anexos a esta memoria.

4.0 NORMAS Y ESPECIFICACIONES

A continuación se listan los documentos, normas y estándares de referencia que sirven como base para el cálculo y selección de conductores en baja tensión. - Estándar IEEE Std. 141-1993. - NRF-048-PEMEX-2007. - Bases de Diseño SC-03-310-L-BD-001. - NOM-001-SEDE-2005.

5.0 REQUISITOS ESPECIFICOS

5.1 CONDICIONES AMBIENTALES

Altitud. 4.5 msnm

Temperatura ambiente mínima extrema. 15 °C

Temperatura ambiente máxima. 40 °C

Temperatura promedio mínima anual. 17 °C

Temperatura promedio máxima anual. 38 °C

Temperatura de bulbo húmedo. 28 °C

EJEMPLO

3




Velocidad del Viento. 150 km/h

Humedad relativa máxima. 96.9 % a 38 °C

Humedad relativa mínima. 37.7 % a 17 °C

Humedad relativa promedio anual. 75 %

Sismicidad. Clasificación D.

(de acuerdo a CFE).

6.0 DESARROLLO DEL MÉTODO PARA LA SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES.

Los transformadores utilizados en subestaciones son dimensionados generalmente aplicando varios factores a un estimado de la carga conectada o de la carga en operación. El valor de la capacidad de los transformadores se determina considerando que el transformador abastecerá una carga continua y a una cierta elevación de temperatura que se mide a través de una resistencia durante un periodo de 24 hr y con referencia a una temperatura ambiente máxima. A continuación se dará una breve guía de cómo determinar la carga conectada y la carga en operación, cuáles factores utilizar, las elevaciones de temperatura permitidas por los estándares ANSI y los valores típicos de capacidad en kVA. Un transformador será adecuadamente dimensionado si se selecciona tomando en cuenta la siguiente ecuación:

DLF DEF di

F lF gkVA nom

Donde: Fg = Factor de crecimiento lo que representa la expansión futura. Este valor oscila entre 1.1 y 1.25,

dependiendo de ciertas condiciones particulares de la planta y además de la consideración de ingenieros experimentados.

F1 = Factor de carga, definido como la división de la carga promedio que ocurre en un valor de tiempo

específico sobre el valor pico de carga que ocurre en ese mismo periodo de tiempo. Este factor es siempre menor a 1.

Fdi = Factor de diversidad, se define como la división de la suma de las máximas demandas

individuales de varias subdivisiones de un sistema entre la máxima demanda del sistema entero. Este factor siempre es mayor a 1, variando hasta 1.2, valor que depende del tipo e planta.

FDE = Factor de demanda, se define como la división de la máxima demanda entre el total de la

demanda conectada. Este factor es siempre menor a 1. Para cargas intermitentes, este factor puede variar entre 0.2 y 1.

kVAnom = Capacidad nominal del transformador.

EJEMPLO

3




DL = La carga de diseño es la suma de todos los motores operando y a futuro, alumbrado y otras

cargas misceláneas. No incluye motores en reserva y las cargas intermitentes son catalogadas como cargas continuas.

Se establece de 2 maneras diferentes de acuerdo al avance del proyecto:

a) En etapas tempranas del proyecto, la información se obtiene de las listas generadas del

equipo de proceso y por las listas de equipo mecánico. En los motores de inducción se asume que 1 HP = 1 kVA y para motores síncronos 1 HP = 0.8 kVA. Las cargas de alumbrado, SFI’s, trazas, contactos, distribución a instrumentación, deben ser estimadas.

b) En la etapa de diseño, la carga es establecida de acuerdo a los requerimientos específicos y

cargas definidas por los Departamentos de Proceso y Mecánico. Mientras que, para esta etapa del diseño, las cargas misceláneas como alumbrado, contactos, SFI’s, cargas para instrumentación se deben ir completando y definiendo en su totalidad.

7.0 EJEMPLO DE CÁLCULO TÍPICO.

Se realizará un ejemplo de la selección de un transformador para alimentar un bus con carga en 0.48 kV, en función de la carga de diseño: 7.1 Consideraciones para el cálculo: a) Características del transformador bajo estudio:

Tag del Transformador T-101 y T-106 Capacidad Nominal 1000 kVA (definida durante la Ingeniería

básica). Capacidad Máxima 1150 kVA (definida durante la Ingeniería

básica). Relación de Transformación 4.16 – 0.48 kV Impedancia 5.75% F.P.= 90% mínimo, en el punto de acometida

de las nuevas instalaciones (TDP-3 y TDP-4)

b) El arreglo utilizado en el sistema eléctrico del proyecto es el de doble barra con interruptor de

enlace, se considerará el tablero o CCM con sus buses A y B interconectados, esto es, con el interruptor de enlace cerrado para poder hacer que la demanda al transformador sea la máxima posible.

EJEMPLO

3




c) Factores a considerar para el cálculo:

7.2 Determinación de la carga de diseño.

De acuerdo al Diagrama Unifilar del 01-CCM-2 (No. SC-03-110-L-PL-006) y a la lista de cargas SC-03-110-L-CC001, se determinará la Carga de Diseño tomando en consideración las observaciones siguientes:

a) En esta etapa del estudio, la carga de diseño incluirá las modificaciones a los equipos por Factor

de Carga, se trabajarán de acuerdo a los BHP’s de los motores; para los motores que no cuentan con este dato, se ponderará un valor igual al 80% del valor HP’s de placa.

b) Los factores restantes, adicionales a los BHP para motores, como son los factores de diversidad, demanda y factores a futuro se aplican como sigue:

Factor de diversidad: 100 por ciento. (*) BHP del motor.

Factor de crecimiento requerido:

20% (Punto 1.9, Anexo 2.3.6: Lineamientos de Diseño Eléctrico).

Factor de carga: Para motores se aplicarán los BHP’s indicados por el departamento de Proceso. Para otras cargas, se aplicará el 100% de la potencia nominal. Puntos de acuerdo a NRF-048-PEMEX-2007, numeral 8.8.

Factor de Diversidad:

100%

Factor de Demanda: 100% Motores en operación continua. 100% Cargas en operación continua. 100% Cargas de alumbrado 100% Sistemas de Fuerza Ininterrumpible 100% Cargas de alumbrado 50% motores en operación Intermitente 20% Salidas a soldadoras Numeral 8.8.1.g) de NRF-048-PEMEX-2007.

EJEMPLO

3




7.3 Aplicación de Factores.

TIPO DE

OPERACIÓN Tipo de Carga

Porcentaje de

Demanda

Porcentaje de

Diversidad

Carga Total

Demandada

[kVA]

Motores

[BHP]

CONTINUA 165.5 100 100 165.5

INTERMITENTE 12.45 50 100 6.225

RESERVA 136.7 0 100 0

Cargas Diversas

[kVA]

CONTINUA 28 100 100 28

INTERMITENTE 12.45 50 100 6.225

RESERVA 15 0 100 0

LT‐1100

[kVA]

CONTINUA 161.4 100 100 161.4

INTERMITENTE 1 50 100 0.5

RESERVA 2.1 0 100 0

Contactos

[HP]

CONTINUA 250 20 100 50

TIPO DE

OPERACIÓN Tipo de Carga

Porcentaje de

Demanda

Porcentaje de

Diversidad

Carga Total

Demandada

[kVA]

Motores

[BHP]

CONTINUA 162.2 100 100 162.2

INTERMITENTE 0 50 100 0

RESERVA 137.05 0 100 0

Cargas Diversas

[kVA]

CONTINUA 23 100 100 23

INTERMITENTE 0 50 100 0

RESERVA 20 0 100 0

LT‐1100

[kVA]

CONTINUA 169.6 100 100 169.6

INTERMITENTE 0.5 50 100 0.25

RESERVA 12 0 100 0

Contactos

[HP]

CONTINUA 200 20 100 40

812.9

Porcentaje de ampliaciones Futuras= 20

975.48

01‐CCM‐2 BUS A

01‐CCM‐2 BUS B

VALOR MÍNIMO PARA EL DIMENSIONAMIENTO

DE LOS TRANSFORMADORES T‐101 Y T‐106 [kVA]= Tabla 1.

NOTAS PARA LA TABLA 1: 1.‐ Los BHP’s indicados en la tabla corresponden a la potencia real demandada por la carga en cada motor, la cual es siempre menor a los HP o

kW de placa.

EJEMPLO

3




7.4 Resultado.

De acuerdo con el resultado anterior, la capacidad requerida para el transformador en un valor comercial es de:

kVAkVA nom 1000 Como se observa, el valor de la capacidad de diseño es menor a la capacidad nominal del transformador, así como a su capacidad máxima 1150 kVA, por tanto, la selección de los transformadores T-101 y T-106, es la adecuada.

812.9 kVA < 1000 kVA

975.48 kVA < 1150 kVA

8.0 RESULTADOS.

Se presentan tablas resumen que contiene los resultados con la información contenida en los Anexos, para una rápida identificación.

CAPACIDAD

NOMINAL

CAPACIDAD

MAXIMA

REPORTE DE

CARGAS SEGUN

DEMANDA

REPORTE DE CARGAS

SEGÚN DEMANDA

FUTURA (120%)

[kVA] [kVA] [kVA] [kVA]

TR‐1/2A11 500 575 414.60 497.52

TR‐2/2A11 500 575 414.60 497.52

TR‐1 112.5 129.375 8.60 10.32

TR‐2 112.5 129.375 10.90 13.08

TRD‐01 112.5 N/A 74.30 89.16

TRD‐02 75 N/A 47.60 57.12

TAG DEL

TRANSFORMADOR

Tabla 2. Resumen para selección de transformadores a ubicarse en instalaciones existentes de la Planta.

NOTA: Pendientes las capacidades de los transformadores TR-1 y TR-2. EJE

MPLO 3




CAPACIDAD

NOMINAL

CAPACIDAD

MAXIMA

[kVA] [kVA] [kW]* [kVAr]* [kVA] [kW]* [kVAr]* [kVA]

01‐T‐01 (NOTA 1) 12,000 13,800 10,928 4,072 11,662.01 12,897 4894 13,794

01‐T‐02 (NOTA 1) 12,000 13,800 10,928 4,072 11,662.01 12,897 4894 13,794

T‐101 1,000 1,150 627 396 741.58 743 471 880

T‐102 1,000 1,150 706 444 834.01 851 532 1,004

T‐103 1,000 1,150 679 360 768.53 814 432 922

T‐104 1,000 1,150 679 360 768.53 814 432 922

T‐105 1,000 1,150 706 444 834.01 851 532 1,004

T‐106 1,000 1,150 627 396 741.58 743 471 880

T‐201 1,000 1,150 751 448 874.47 905 538 1,053

T‐202 1,000 1,150 751 448 874.47 905 538 1,053

T‐203 1,000 1,150 776 356 853.76 930 429 1,024

T‐204 1,000 1,150 776 356 853.76 930 429 1,024

T‐205 1,000 1,150 734 477 875.38 870 568 1,039

T‐206 1,000 1,150 734 477 875.38 870 568 1,039

TR‐11A1‐1 500 575 306 172 351.03 362 204 416

TR‐11A1‐2 500 575 306 172 351.03 362 204 416

TR‐11A1‐3 75 N/A 49 15 51.24 57 18 60

TR‐11A1‐4 75 N/A 49 15 51.24 57 18 60

LT‐1100 (NOTA 2) 500 575 278 109 298.61 320 126 344

LT‐1101 (NOTA 2) 500 575 278 109 298.61 320 126 344

LT‐2100 (NOTA 2) 500 575 262 99 280.08 301 114 322

LT‐2101 (NOTA 2) 500 575 262 99 280.08 301 114 322

TAG DEL

TRANSFORMADOR

REPORTE DE CARGAS SEGÚN

DEMANDA ACTUAL

REPORTE DE CARGAS SEGUN

DEMANDA FUTURA (120%)

(NOTA 1)

Tabla 3. Resumen para la selección de los transformadores en instalaciones nuevas de la Planta. * Datos obtenidos del software ETAP, el módulo (potencia en kVA) se obtuvo de manera manual. Notas: 1.‐ Todos los transformadores dimensionados en esta tabla están calculados para incrementar en un futuro su carga en 20%, a excepción de los

transformadores 01T‐01 y 01‐T‐02, los cuales podrán incrementar a futuro su carga en solamente el 18%. 2.‐ De acuerdo a esta tabla, los transformadores ofertados de 225/258.75 kVA cambian a una capacidad de 500/575 kVA.

8.1 Conclusiones.

a) De la Tabla 3 de resultados, se observa que los transformadores de 12/13.8 MVA, son

capaces de alimentar la carga en la condición más crítica de operación, con interruptor de enlace cerrado y para un crecimiento futuro del 18%.

b) Se observa, de Tabla 3, que los transformadores LT-1100/LT-1101 y LT-2100/LT-2101,

definidos durante la ingeniería básica de 225/258.75 kVA, deberán ser adquiridos de 500/575 kVA a fin de que puedan alimentar la carga a bus cerrado y con el 20% de crecimiento futuro.

EJEMPLO

3




c) Para mantener un FP de 0.90 mínimo, en el punto de acometida de 13.8 kV, de acuerdo con numeral 8.6.3 de la NRF-048-PEMEX-2007, el banco de capacitores deberá trabajar como mínimo con el segundo paso del banco de capacitores.

d) ICA Fluor recomienda la instalación de los Transformadores 01-T-01 y 01-T-02 cuya

capacidad es de 12/13.8 MVA ya que para casos reales de operación, el factor de demanda de la planta es siempre menor a la unidad.

9.0 ANEXOS.

Notas a considerar para los Anexos:

a) Se deberá lograr el F.P.= 90% mínimo punto de conexión con las instalaciones existentes, es

decir, en TDP-3 y TDP-4. b) Los porcentajes de carga (% Loading) mostrados en los resultados, son referidos a las

capacidades máximas de los transformadores. c) Las corrientes mostradas denominadas como “Amp Flow” en las tablas de resultados se

refieren a las que circulan en los lados secundarios del transformador. d) Para la primera simulación (condición sin porcentaje de ampliaciones futuras), los bancos de

capacitores deberán operarse como sigue:

TAGPorcentaje de Operación

[%]

BC‐11 100

BC‐21 100

e) Para la segunda simulación (con la condición aumento por ampliaciones futuras), los bancos de capacitores deberán operarse como sigue:

TAGPorcentaje de Operación

[%]

BC‐11 100

BC‐21 100

f) Para efectos de este estudio a bus cerrado, se simulará en cada caso del arreglo de “doble alimentador con interruptor de enlace”, la alimentación al tablero completo por medio de uno solo del par de transformadores que lo alimentan, debiendo considerarse la misma cantidad de carga cuando entra en operación el transformador conectado al bus complementario y sea por éste por el que se alimente toda la carga del mismo tablero.

g) La Tabla 4 se anexa a solicitud de PEMEX para conocer el comportamiento y la demanda de potencia cuando se condiciona al sistema a operar a bus cerrado con las condiciones siguientes: Escenario 1: Referirse a la Tabla 3, donde el TDP-3 (13.8 kV) se condiciona a mantener un FP=0.9 mínimo. En este caso, los bancos de capacitores necesitan aportar más reactivos al sistema para lograr abatir las variaciones que sufre la energía al pasar del lado de 4.16 kV y reflejarlos en el lado de alta del transformador 01-T-01; por ello, se requiere aún más

EJEMPLO

3




aportación de reactivos al sistema, los bancos de capacitores se ajustan al 100% de su capacidad. En este escenario, el factor máximo y óptimo de ampliaciones futuras para los transformadores de 12/13.8 MVA es del 18%. Escenario 2: Referirse a la Tabla 4, donde el 01-CCM-1 (4.16 kV) se condiciona a mantener un FP=0.9 mínimo y con demanda por ampliaciones futuras del 20%. Dicha tabla muestra que, considerando esta demanda de carga futura, se requiere instalar como mínimo un transformador de 15 MVA para poder cumplir ambas condiciones. Los bancos de capacitores operan a la mitad de su capacidad, no debiendo otorgar una cantidad significativa de cargas reactivas a la instalación.

La variación del factor de potencia entre TDP-3 y 01-CCM-1 (lado de alta y lado de baja tensión del 01-T-01, respectivamente) en cualquiera de los casos simulados, obedece a las pérdidas que se tienen por el funcionamiento del transformador y que se manifiestan como disipación de calor generado en los devanados y en generación de corrientes parásitas. Por lo cual, los valores de consumo, corriente y factor de potencia tanto a la entrada como a la salida del transformador son diferentes.

EscenarioBus de

Referencia

Nivel de

Tensión del

Bus

Carga

Considerada

TAG Banco de

Capacitores

Total de

Pasos

Capacidad del

Banco de

Capacitores

Ajuste del

Banco de

Capacitores

Factor de

Potencia

Calculado

Demanda Medida

en el punto de

Referencia

[kV] % [kVAr] %/(kVAr) [%] [kVA]

2 01‐CCM‐1 4.16 120 BC‐11 2 900 50/(450) 90.9 14415

BC‐21 2 900 50/(450)

Tabla 4

Nota: PARA RESULTADOS COMPLETOS RESPECTO A LOS AJUSTES Y SELECCIÓN DE LOS BANCOS DE CAPACITORES, VER ESTUDIO Y MEMORIA CALCULO DE FACTOR DE POTENCIA, No. SC-03-110-L-ET-001.

EJEMPLO

3




h) Datos de entrada para el cálculo de la capacidad del transformador, para las condiciones actuales de carga.

EJEMPLO

3




i) Datos de entrada para el cálculo de la capacidad del transformador, para la demanda futura (118%).

EJEMPLO

3




j) Datos de entrada para el cálculo de la capacidad del transformador, para la demanda futura (120%).

EJEMPLO

3

EJEMPLO

4

ANEXO A-1, AREA 310 TRANSFORMADOR 01-T-01, SE-11A

Núm.: SC-03-110-L-MC-013-A01 Fecha: NOV-11 Hoja : 2 de 4 Rev. 1

Eléctrica SC03110LMC013A01_1.docx

1.- 01-T-01 (UBICACIÓN: SE-11A)

a) Carga en Operación: 100 % de la carga demandada.

EJEMPLO

4

MEMORIA DE CALCULO TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Y POTENCIA

Núm.: SC-03-110-L-MC-013A01 Fecha: NOV-11 Hoja: 3 de 4 Rev. 0


b) Carga en Operación: 100 % de la carga demandada + 19% de carga futura.

EJEMPLO

4

MEMORIA DE CALCULO TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Y POTENCIA

Núm.: SC-03-110-L-MC-013A01 Fecha: NOV-11 Hoja: 4 de 4 Rev. 0


Conclusiones: La carga máxima demanda al transformador 01-T-01 es de 13793 kVA, por lo que:

Capacidad Seleccionada para transformador 01-T-01: 12/13.8 MVA

Basados en las condiciones descritas en el punto 7.1 de la SC-03-110-L-MC-013: Condición a) : De acuerdo a los resultados obtenidos mediante el software ETAP, se puede ver que el transformador 01-T-01 es adecuado para suministrar la demanda requerida por la planta, considerando la carga de proyecto, en condiciones críticas de operación (enlace cerrado y únicamente el transformador 01-T-01 alimentando a toda la planta). Condición b) : De acuerdo a los resultados obtenidos mediante el software ETAP, se cumple con los requerimientos del sistema eléctrico, considerando un 19% de demanda futura en las mismas condiciones de operación crítica (enlace cerrado y únicamente el transformador 01-T-01 alimentando a toda la planta). ICA Fluor señala que estas condiciones críticas son muy poco probables y de corta duración, por lo que ICA Fluor recomienda la instalación del transformador con la capacidad de 12/13.8 MVA para alimentar la potencia eléctrica requerida de la planta y tener un abasto local de potencia reactiva (Bancos de Capacitores), como se recomienda en el estándar IEEE Std 141-1993 en los puntos 8.2.3 y 8.3, lo que reduce la demanda innecesaria de VAR’s de los turbogeneradores y de la acometida de CFE reduce las pérdidas por I2R e incrementa la capacidad del sistema eléctrico (transformadores y cables) para conducir corriente eléctrica.

EJEMPLO

4

EJEMPLO

5

MEMORIA DE CALCULO RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

Núm.: SC-03-110-L-MC-018 Fecha: 31-AGO-11 Hoja: 2 de 8 Rev. 0


INDICE

CONCEPTO HOJA

1.0 ANTECEDENTES. 3

2.0 OBJETIVO. 3

3.0 ALCANCE. 3


5.0 REQUISITOS ESPECÍFICOS. 3

5.1 CONDICIONES AMBIENTALES.

6.0 DESARROLLO. 4

7.0 CÁLCULOS. 7

8.0 CONCLUSIONES. 8

EJEMPLO

5




1.0 ANTECEDENTES

En la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime”, ubicada en Salina Cruz, Oaxaca, propiedad de PEMEX REFINACIÓN, se construirán las plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica USLG-1, ULSG-2, sus Unidades Regeneradoras de Amina URA-1 y URA-2, así como sistemas complementarios, instalaciones de servicios auxiliares y su integración, por lo que se requiere realizar las memorias de cálculo de la resistencia de puesta a tierra (RPT) de los transformadores cuya capacidad es 12 MVA, que serán instalados para estas nuevas áreas de la Refinería.

2.0 OBJETIVO

El objetivo de esta memoria es mostrar las condiciones, criterios, procedimientos de cálculo y los resultados obtenidos en el cálculo de la RPT de los transformadores, para limitar la corriente de falla monofásica.

3.0 ALCANCE

Esta memoria de cálculo cubre los criterios utilizados para el cálculo y selección del los equipos RES-01 y RES-02, que corresponden a las resistencias de puesta a tierra del neutro de los transformadores 01-T-01 y 01-T-02 con capacidad de 12/13.8 MVA.


A continuación se listan los documentos, normas y estándares de referencia que sirven como base para el cálculo y selección de la RPT de los transformadores.

- Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE-2005) – Instalaciones Eléctricas (Utilización).

- IEEE Std.142 - Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems.

- NRF-168-PEMEX-2006 – Banco de Resistencias.

- NRF-048-PEMEX-2007 - Diseño de Instalaciones Eléctricas.

5.0 REQUISITOS ESPECIFICOS


Altitud. 4.5 msnm




EJEMPLO

5










Sismicidad. Clasificación

(de acuerdo a CFE).

6.0 DESARROLLO. La mayoría de los sistemas eléctricos aterrizados emplean algún método específico de aterrizamiento del neutro del sistema en uno o varios puntos. Esto se realiza con la finalidad de tener un control sobre la corriente de falla monofásica a tierra y hacerla fluir a través de neutro del sistema, coordinando así los dispositivos de protección según las necesidades operativas de la planta. Se persiguen objetivos al limitar mediante una resistencia las corrientes de falla a tierra, entre los que se mencionan:

- Reducir los efectos de calentamiento y fundición en el equipo eléctrico, como pueden ser: tableros, transformadores, cables y cargas dinámicas.

- Reducir los esfuerzos mecánicos en cables y aparatos, mientras conducen corrientes de

falla. - Reducir el riesgo de choques eléctricos al personal, causado por corrientes de falla en el

camino de retorno a tierra. - Reducir el riesgo de rayo o flasheo, que se pueda presentar cuando el personal se

encuentre en la proximidad de la falla a tierra. - Reducir la magnitud de los picos de la corriente, causada por la apertura de interruptores. - Permitir un control seguro de los sobrevoltajes transitorios y al mismo tiempo, evitar sacar

de servicio a las instalaciones involucradas cuando se presenta una corriente de falla a tierra.

- Reducir sobrevoltajes en el sistema.

EJEMPLO

5




6.1 Método de Selección.

a) Corriente Máxima. El aterrizamiento a través de una baja resistencia de puesta a tierra está diseñada para limitar la corriente de falla a valores entre 100 y 1000 A, recomendable para sistemas en media tensión de 15 kV o menores. IEEE Std 142-2007 en su cap. 1, establece que el valor típico de la corriente máxima permisible a pasar por el neutro del sistema es 400 A.

b) Tiempo de operación. El tiempo de operación está regulado por la Norma ANSI/IEEE Std-32-1972 (Reaffirmed 1990), para diferentes clasificaciones de tiempo de operación de las resistencias para puesta a tierra del neutro (Neutral Grounding Resistors), con elevaciones máximas de temperatura sobre 30°C de temperatura ambiente.

Las clasificaciones de tiempo indican el período durante el cual la resistencia puede permanecer energizada bajo condiciones de falla sin excederse del límite del incremento de temperatura. La clasificación de 10 segundos es típica para resistencias para puesta a tierra del neutro que se complementan con un TC (transformador de corriente) y un relevador de protección para prevenir daño al equipo y a la resistencia, dicho relevador debe abrir el interruptor y liberar la falla como máximo dentro de los 10 segundos después de ocurrida ésta.

c) Valor de la Resistencia: El objetivo de la siguiente ecuación (Ley de Ohm) es limitar la corriente de falla a un valor máximo predeterminado y coordinar selectivamente la operación de dispositivos de protección minimizando interrupciones no deseadas en el sistema y permitiendo localizar las fallas rápidamente.

I GRV LL 3

Despejando R:

I G

V LL

R 3

Si hacemos:

3V LLV nL

EJEMPLO

5




Entonces se tiene:

I G

V nLR

V L-L = Voltaje Línea – Línea del sistema. V L-n = Voltaje Línea – Neutro del sistema. I G = Corriente máxima requerida a pasar por el neutro del sistema, en Volts. R= Valor de la Resistencia de puesta a Tierra del Neutro (RPT) en Ohms.

d) Selección del Transformador de Corriente.

El método aplicable en el proyecto para detectar la corriente de falla a tierra utiliza un relevador de sobrecorriente (51 G), la posición de la RPT del neutro del transformador y del transformador de corriente se presenta en la figura siguiente:

Esquema para detectar una falla a tierra en un sistema con aterrizamiento por baja resistencia.

(Fig. 1.10 IEEE-Std. 142-2007) Cuando ocurre una falla a tierra, el potencial en el neutro se eleva aproximadamente al mismo voltaje que el voltaje de línea a neutro, resultando en un flujo de corriente a través del neutro. El TC detecta la corriente circulante, mandando su medición al relevador 51G, el cual operará el interruptor asociado a la fase fallada. La siguiente ecuación nos muestra cómo se obtiene el valor del primario del transformador de corriente para esta conexión del transformador que deberá conectarse al neutro:

Ecuación tomada del punto 1.4.3.2 del IEEE Std 142-2007

EJEMPLO

5




e) Clase de aislamiento:

De acuerdo a NRF-168-PEMEX-2006, se especificará mediante:

7.0 CÁLCULOS. Se debe especificar la Resistencia de puesta Tierra de los siguientes transformadores:

TAG TRANSFORMADOR: 01-T-01 y 01-T-02 TAG DE LA RPT: RES-01 y RES-02

Potencia Nominal: 12/13.8 MVA

Relación de Transformación: 13.8 - 4.16 kV

Conexión: Delta – Estrella aterrizada a través de una resistencia.

a) Corriente Máxima.

De acuerdo a lo solicitado en NRF-048-PEMEX-2007 (8.8.1.f.) y lo recomendado en IEEE-Std.142-2007 (1.4.3.2).

I G = 400 A b) Tiempo de operación. t= 10 s c) Valor de la Resistencia: Se tiene: I G = 400 A V L-L = 4160 V

EJEMPLO

5




V L-n = 2401.78 V

6

40078.2401

R

6R

d) Selección del Transformador de Corriente. De acuerdo a los valores obtenidos en el inciso a), se tiene que el valor del primario del transformador de Corriente (TC) es:

2002

4002

I GR TC

R TC = 200:5

e) Clase de aislamiento:

5 kV

8.0 CONCLUSIONES.

Considerando lo señalado en la NRF-048-PEMEX-2007, inciso 8.8.1.f., el valor para estas resistencias fluctúan en un rango de 4 a 8 Ohms para Transformadores de Potencia con Relación de tensión de 13.8 – 4.16 kV, con conexión Delta-estrella con Neutro aterrizado a través de resistencia, por tal razón el valor obtenido de 6 Ohms es adecuado.

EJEMPLO

5

EJEMPLO

6

MEMORIA DE CALCULO CEDULA DE CONDUCTORES ALIMENTADORES PRINCIPALES 13.8 kV

Núm.: SC-03-110-L-MC-003 Fecha: SEP-12 Hoja: 2 de 28 Rev. 1


ÍNDICE

CONCEPTO HOJA

1.0 ANTECEDENTES. 3

2.0 OBJETIVO. 3

3.0 ALCANCE. 3




6.0 DESARROLLO. 4

6.1 CÁLCULO POR CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN EN DUCTO SUBTERRÁNEO.

6.2 CÁLCULO POR CAÍDA DE TENSIÓN.

6.3 CÁLCULO POR CORTOCIRCUITO.

6.4 DATOS GENERALES PARA EL CÁLCULO.

7.0 EJEMPLO CÁLCULO TÍPICO. 7

7.1 CÁLCULO POR CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN

EN DUCTO SUBTERRÁNEO.

7.2 CÁLCULO POR CAÍDA DE TENSIÓN.

7.3 CÁLCULO POR CORTOCIRCUITO.

8.0 MUESTRA DEL CÁLCULO DESARROLLADO POR EL SOFTWARE ETAP. 12

9.0 CÁLCULO DE LA PROTECCIÓN DEL CIRCUITO. 15

10.0 VERIFICACIÓN DEL CALIBRE DE LA PANTALLA PARA DRENAR 15

LA CORRIENTE DE FALLA A TIERRA Y CÁLCULO DEL CONDUCTOR

DE PUESTA A TIERRA PARA LA PROTECCIÓN DEL CIRCUITO

ALIMENTADOR DEL TRANSFORMADOR.

11.0 SELECCIÓN DEL DIÁMETRO PARA LA CANALIZACIÓN ELÉCTRICA. 16

12.0 REFERENCIAS. 18

EJEMPLO

6




1.0 ANTECEDENTES En la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime”, ubicada en Salina Cruz, Oaxaca, propiedad de PEMEX REFINACIÓN, se construirán las plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica USLG-1, ULSG-2, sus Unidades Regeneradoras de Amina URA-1 y URA-2, así como sistemas complementarios, instalaciones de servicios auxiliares y su integración, por lo que se requiere realizar las memorias de cálculo de los conductores alimentadores principales en 13,800 V, para estas nuevas áreas de la Refinería.

2.0 OBJETIVO

El objetivo de esta memoria es mostrar las condiciones, criterios, procedimientos de cálculo y los resultados obtenidos para el cálculo de conductores en circuitos alimentadores principales en 13,800 V.

3.0 ALCANCE

Esta memoria de cálculo cubre los criterios utilizados para el cálculo y selección de los conductores de los alimentadores principales en 13,800 V, de acuerdo a los métodos de capacidad de conducción de corriente en ducto subterráneo, caída de tensión y cortocircuito. Se presenta el desarrollo matemático para un cálculo típico de un alimentador, los demás resultados de los cálculos se mostrarán en la tabla del Anexo A-1 de esta memoria.


A continuación se listan los documentos, normas y estándares de referencia que sirven como base para el cálculo y selección de conductores en baja tensión. - Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE-2005). - NFPA 70 – National Electrical Code (NEC), 2008 Edition.

- Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE Std. 141-1993 e IEEE Std. 399-1997).

- NRF-048-PEMEX-2007. - Bases de Diseño SC-03-310-L-BD-001. - IEEE Std. 80-2000,Guide for Safety in AC Substation Grounding

5.0 REQUISITOS ESPECÍFICOS


Altitud. 4.5 msnm






EJEMPLO

6









(de acuerdo a CFE). 6.0 DESARROLLO

Los conductores, se calculan por capacidad de conducción afectada por el incremento de temperatura que se produce en cables instalados en banco de ductos, verificándose que cumplan también con la caída de tensión permisible y que resistan los esfuerzos térmicos y mecánicos generados por cortocircuito, seleccionándose el calibre adecuado que resulte mayor de todos criterios.

6.1 CÁLCULO POR CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN EN CABLES INSTALADOS EN

BANCOS DE DUCTOS.

La capacidad de conducción de los conductores canalizados a través de ducto subterráneo será tomada de la tabla 310-77 (Tabla 12.1 de “Referencias”), de la NOM-001-SEDE 2005. Este procedimiento de cálculo está basado en el IEEE Std. 399-1997. Para este cálculo, los factores de decremento que se aplican son para el tramo de trayectoria que más afecta la capacidad de conducción de los conductores del circuito en cuestión, disminuyendo la capacidad de conducción de corriente de los conductores, siendo el tramo más crítico la canalización por ducto subterráneo, ya que el efecto de incremento de la temperatura es el más severo. Los factores más importantes para decrementar las capacidades de conducción de corriente originales del cable están dadas por un factor total de decremento, descrito a continuación.

Ftotal = Ft x Fth x Fg

Ref. Std. IEEE 399-1997 Capítulo 13, ecuación (13-4). Donde:

Ftotal = Factor total de decremento. Ft = Factor de decremento por temperatura del medio ambiente donde se instalará el

cable. Fth = Factor de decremento por consideración de la resistividad térmica del terreno. Fg = Factor de decremento por agrupamiento en ductos

Alimentadores en charola: deberá tomarse en cuenta el factor de corrección de acuerdo con las condiciones de agrupamiento y tipo de conductor (ver artículo 392 del NEC y 318 de la NOM-001-SEDE-2005).

EJEMPLO

6




6.2 CÁLCULO POR CAÍDA DE TENSIÓN Para el cálculo de caída de tensión en sistemas trifásicos, se aplica la siguiente fórmula:

sen cos XRILV d

Donde:

Vd = Caída de tensión en el alimentador de línea-a-neutro en volts. I = Corriente de carga nominal por el conductor. cos = Factor de potencia de la carga, bajo condiciones de operación a plena

carga. sen = Seno del ángulo cuyo coseno es el factor de potencia de la carga. R = Resistencia por fase del cable a la corriente alterna en Ω/km. X = Reactancia por fase del cable en Ω/km. L = Longitud del circuito en km.

Los valores de resistencia y reactancia serán tomados de la tabla 4A-7 del IEEE Std. 141-1993 (Tabla 12.13 de “Referencias”, de las columnas correspondientes a canalización en ducto magnético y cables en tensiones desde 5 hasta 15 kV). Se calcula la caída de tensión en por ciento, por medio de la siguiente fórmula:

100%

E LL

V dV d

Donde:

Vd % = Caída de tensión en por ciento. Vd = Caída de tensión en volts, línea-a-línea en volts. E = Tensión del sistema en volts, línea-a-línea, en volts.

Los límites recomendados de caída de tensión en los cables estarán de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE-2005):

La combinación del alimentador y circuito derivado tendrán una caída de tensión menor o igual al 5%, repartido en 2 % y 3 %, respectivamente. Cualquier otra combinación diferente, se permite, respetando la caída de tensión menor o igual al 5%.

EJEMPLO

6




6.3 CÁLCULO POR CORTOCIRCUITO El dimensionamiento de cables por cortocircuito, se determina para soportar un nivel de falla en particular, para una duración de falla determinada de acuerdo a los siguientes parámetros:

2341

23420297.0

2

T

Tt

A

I f

Ref. Std. IEEE 142-2007 Capítulo 2, ecuación (2.3a).

If = Corriente de falla máxima que puede circular por el conductor.

A = Área del conductor en circular mils. t = Duración del cortocircuito, en segundos. T1 = Temperatura máxima de operación: 90°C. T2 = Temperatura máxima del cortocircuito: 250°C.

EJEMPLO

6




6.4 DATOS GENERALES PARA EL CÁLCULO.

7.0 EJEMPLO DE CÁLCULO TÍPICO

Para demostrar el método empleado en el cálculo y selección de un alimentador se desarrolla el cálculo del circuito No. CF310-01T01, que corresponde al alimentador en 13,800 V desde la SE-11A hasta el interruptor 01-CB-01 que protege al transformador 01-T-01. 7.1 CÁLCULO POR CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN EN DUCTO SUBTERRÁNEO. Datos: Identificación de transformador:: 01-T-01. Capacidad nominal del Transformador 01-TR-01: 12 MVA Capacidad máxima del Transformador 01-TR-01: 13.8 MVA Elevación de temperatura máxima 80/115 °C Tensión lado primario / secundario: 13800 / 4160 VCA No. de Fases / Hilos: 3 / 3 Frecuencia: 60 Hz Determinamos el valor de la corriente máxima del 01-TR-01, con la siguiente ecuación:

kV

MVAAI

3

max

Temperatura ambiente máxima. 40.0 °C

Temperatura del suelo. 20.0 °C

Resistividad térmica del terreno (RHO). 60.0 °C-cm/W (Tabla 12.10 de “Referencias”).

Tipo de conductor.

Monopolar.

Material del conductor.

Cobre.

Temperatura nominal de operación del conductor. 90°C

Máxima temperatura admisible en el aislamiento bajo condiciones de cortocircuito.

250°C

Clase / Tipo / Nivel de aislamiento del conductor. 15 kV / EP / (133%)

Sistema de canalización.

Ducto subterráneo.

Arreglo de conductores. 3 conductores por tubo más conductor de tierra

1

EJEMPLO

6




A

kV

MVAAI 35.577

8.133

8.13

Siendo ésta la corriente máxima de carga del circuito alimentador.

FP: Factor de Decremento por Profundidad de la Instalación.

De acuerdo al artículo 310-60 c) (2) de la NOM-001-SEDE-2005 y del NEC, Figura 15.3 de “Referencias” (Ver “Note”), se solicita que la profundidad del banco de ductos sea 750 mm debajo del N.P.T. como valor máximo para que no sea aplicable ningún factor de decremento a la capacidad de conducción de corriente del cable, caso contrario, se aplicará un factor del 6% por cada 300 mm que se supere la profundidad máxima. Por tanto, para 1050 mm aplicamos un 6% de corrección. En nuestro ejemplo, la instalación se ubica a 1086 mm como profundidad promedio debajo del nivel de piso terminado, entonces aplicamos el factor correspondiente de 6%.

Aplicando el factor de profundidad a la corriente demandada por la carga:

I TOTAL [A] = (577.35 * 1.06)= 612 A

Realizando aproximaciones, se considera la instalación de 2 conductores por fase, la capacidad de conducción requerida del conductor es:

Asconductore

AAI 306

2612

Como primer aproximación, se propone, de acuerdo a NOM-001-SEDE 2005 de la Tabla 310-77 “Capacidad de conducción permisible de tres cables monoconductores de cobre aislados MT (MV) o en configuración triplex, en ductos subterráneos (tres conductores en cada ducto como se indica en la figura 310-60). Para una temperatura de terreno de 20°C, una resistividad térmica del terreno (RHO) de 90, un factor de carga del 100% y la temperatura de conductores del 90°C y 105°C”, el calibre que puede soportar esta corriente son 2 conductores calibre 750 KCM por fase (565 A c/u) (Tabla 12.1 de “Referencias”); sin embargo, se deberán aplicar los factores de decremento aplicables en el IEEE Std. 399-1997 para verificar que este calibre cumpla, aún después de ser degradada su capacidad de conducción, como se explicará en los siguientes párrafos.

Cálculo de factores decrementales:

Ft: Factor de decremento por Temperatura Ambiente.

Para nuestra aplicación en proyecto: Ta= 20° C (temperatura del terreno).

EJEMPLO

6




Este valor no deberá corregirse ya que las capacidades de la Tabla 310-77 están calculadas para este valor.

Ft = 1.00

Fth: Factor de Decremento por Resistividad térmica del terreno. Según vemos de la tabla 13-6 del IEEE Std. 399, habrá que corregir este valor para una RHO=60°C-cm/W: Fth = 1.05

Fg: Factor de Decremento por Agrupamiento en Ductos.

De la tabla 13-9 del Std. 399-1997 (Tabla 12.12 de “Referencias”) considerando un arreglo del banco de ductos de 2R x 4C, para conductor de calibre 750 KCM. Fg = 0.56

Ftotal : Factor total de corrección.

El factor total de corrección, es la multiplicación de los factores de corrección determinados anteriormente. Ftotal = Ft x Fth x Fg = 1.05 x 1.00 x 0.56 = 0.588

Icorr = Capacidad de conducción corregida para los conductores calibre 750 KCM en las condiciones de instalación, donde N= total de conductores.

Icorr = N x Iconductor x Ftotal = 2 x 565 x 0.588 = 664.44 A Se debe cumplir que:

I REQUERIDA [A] ≤ I 2C-750KCM [A]

612 [A] ≤ 665 [A]

Se concluye entonces que se cumple con el criterio de capacidad de conducción por temperatura en ducto subterráneo con:

2 conductores monopolares calibre 750 KCM por fase. 7.2 CÁLCULO POR CAÍDA DE TENSIÓN

Datos:

Longitud = 0.3 km Calibre seleccionado por ampacidad = 750 KCM Cond. por fase = 2

EJEMPLO

6




% V requerido ≤ 1.5 %

ICOND = 577.35 [A] F.P. = 0.90

Resistencia del conductor = 0.0223 Ohms/ft (750 KCM) Reactancia del conductor = 0.0497 Ohms/ft (750 KCM) Resistencia del conductor = 0.0732 Ohms/km (750 KCM) Reactancia del conductor = 0.163 Ohms/km (750 KCM)

Corrigiendo el valor de resistencia para una temperatura de operación del conductor de 90°C:

R2 = R1 [ 1 + α (T2 – T1 ) ]

R90°C=0.0732 [ 1 + 0.00323 (90-75) ]

R90°c= 0.0768 Ω/km La caída de tensión a través del circuito es:

cos XsenRILV d

Sustituyendo valores tenemos:

Vd= 577.35 x 0.30 x[(0.0768/2) x 0.9 + (0.163/2) x 0.4359)] =

Vd= 173.2 x (0.03456 + 0.0355) =17.32x0.07

Vd= 1.214 V (línea-línea)

La caída de tensión, en por ciento, es:

100%

E NL

V dV d

Sustituyendo valores tenemos:

%0152.0100732.1/13800

214.1%

V d

Puesto que este porcentaje de caída de voltaje está por abajo del 1.5 %, el calibre 750KCM con 2 conductores por fase seleccionado por caída de tensión es adecuado.

7.3 CÁLCULO POR CORTOCIRCUITO

De acuerdo a los resultados de cortocircuito (Ver estudio SC-03-310-L-MC-002), el valor de falla trifásica en el bus TDP-3.

If = 19.271 kA rms, simétricos

EJEMPLO

6




El tiempo máximo para liberación de la falla es de 8 ciclos = 0.1333 s. El factor de ajuste por la componente de corriente directa es = 1.00, para 8 ciclos de acuerdo a la Figura 9.1 del ICEA (Figura 12.14 de “Referencias”), por lo tanto, el valor de la corriente de falla momentánea asimétrica es:

Iasim = ISIM x K

Donde:

Iasim = Corriente Asimétrica.

Isim = Corriente Simétrica.

K = Factor de ajuste K, para componente de CD de la corriente de cortocircuito (Tabla 12.14 de “Referencias”) Factor de Ajuste K, ICEA).

Sustituyendo valores:

If = (19.271 x 1.0) = 19.271 kArms asimétricos

El calibre mínimo del cable se encuentra usando la Figura 7 del ICEA (Figura 12.15 de “Referencias”), de la intersección de 0.1333 [s] con la de 19.572 kA obtenemos un calibre 1/0 AWG, por lo que el calibre mínimo por cortocircuito es 1/0 AWG.

De acuerdo a los resultados obtenidos, hacemos el siguiente resumen: Calibre del conductor por capacidad de conducción = 2 conductores calibre 750 KCM por fase Calibre del conductor por caída de tensión = 2 conductores calibre 750 KCM por fase Calibre del conductor por cortocircuito = 2 conductores calibre 1/0 AWG por fase

Por lo tanto el calibre final seleccionado será = 2 conductores monopolares de 750 KCM por fase. EJE

MPLO 6




8.0 MUESTRA DEL CÁLCULO DESARROLLADO POR EL SOFTWARE ETAP.

a) Para el circuito CF310-01CB01, se tienen los siguientes datos considerados:

b) Vista de la selección del método (según IEEE-399) y definición de las condiciones de

instalación:

EJEMPLO

6




c) Cálculo del calibre del conductor por el método de capacidad de conducción de corriente.

d) Cálculo del calibre del conductor por el método de caída de tensión.

EJEMPLO

6




e) Cálculo del calibre mínimo del conductor por el cálculo de corrientes de cortocircuito:

e) Resultados finales.

EJEMPLO

6




Resultados: Por tanto, al final el calibre seleccionado es el renglón que cumple con los 3 criterios considerados para la selección y corresponde al renglón “Optimal Size” del recuadro mostrado arriba, se resume:

OPTIMAL SIZE CF310-01CB01 Calibre [KCM]

Cables por fase

Capacidad de Conducción de corriente [A]

Caída de tensión [V]

750 2 665 0.21 9.0 CÁLCULO DE LA PROTECCIÓN DEL CIRCUITO

La capacidad de conducción de corriente del interruptor, de acuerdo al dato proporcionado en el Anexo 2.2.6 Rev. 2:

ICAP. INTERRUPTOR = 1200 [AM]

Para ver el ajuste del dispositivo de protección contra sobrecorriente, referirse al Estudio Técnico y Memoria de Cálculo de Coordinación de Protecciones (SC-03-310-L-ET-001).

10.0 VERIFICACIÓN DEL CALIBRE DE LA PANTALLA PARA DRENAR LA CORRIENTE DE FALLA

A TIERRA Y CÁLCULO DEL CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA PARA LA PROTECCIÓN DEL CIRCUITO ALIMENTADOR DEL TRANSFORMADOR.

a) Verificación del calibre de la Pantalla para drenar la corriente de falla a tierra.

La corriente de falla tiene su regreso por diferentes medios: por el terreno, por los hilos de la pantalla y por el hilo de tierra. Aplicando la fórmula para el cálculo de la sección transversal del conductor de la pantalla de la publicación ICEA P-45-482, se tiene:

Dónde: A = área de la sección transversal de la pantalla, requerida para soportar la corriente de falla a

tierra, en circular mils I = corriente de falla a tierra, en amperes. t = tiempo de duración de la falla, en segundos M = constante para cable de 15kVcon aislamiento tipo XLP, 90° C, pantallas a base de hilos de

cobre y cubierta exterior de PVC con valor de 0.063

La corriente de falla a tierra en el tablero, TDP-3, localizado en la Termoeléctrica 2 tiene un valor de igual a 1420 A. Sustituyendo valores, se tiene:

1

EJEMPLO

6




cmilA 84.11269063.0

25.01420

Convirtiendo este resultado a mm², se tiene:

mmA 271.553.197384.11269

Para el cable solicitado en el Anexo 2.3.6 inciso 1.8, el fabricante nos proporciona para cada cable de 750 KCM, una pantalla electrostática formada por:

20 hilos de 0.324 mm2

con lo cual, el Conductor de Tierra de la Pantalla Electrostática de 1 cable es:

20 hilos x 0.324 mm2 = 6.48 mm

2

6.48 mm² > 0.342 mm²

Por lo que se concluye que el calibre de la pantalla, es suficiente para drenar la corriente de falla a tierra.

b) Cálculo del conductor de puesta a tierra para la protección del circuito alimentador del transformador.

En esta sección, se hará uso de la Tabla 250.95 de la NOM-001-SEDE 2005, para calcular el conductor de puesta a tierra para protección de circuito alimentador del transformador en 13.8 kV. Este artículo toma como base el valor nominal del interruptor del circuito, de acuerdo a ello podemos seleccionar el cable adecuado de tierra. Según resultados de incisos 8.0 y 9.0:

Calibre de los conductores de fase = 2 cables de 750 KCM por fase. Valor nominal del interruptor = 1200 AM.

De acuerdo a la tabla 250.95 (Tabla 12.17 de “Referencias”), el valor del Conductor de Tierra requerido es:

Un cable de 85 mm2 (3/0 AWG).

11.0 SELECCIÓN DEL DIÁMETRO PARA LA CANALIZACIÓN ELÉCTRICA

En este apartado se verificará que los cables del circuito puedan ser alojados en tubería de 6” (156 mm):.

TIPO DE CABLE: 15 kV / 133% / EP

De acuerdo catálogo de proveedor del cable de media tensión:

EJEMPLO

6




Agrupando 3 cables en una sola tubería conduit, más su conductor de tierra, tenemos:

Realizando un comparativo entre en área que ocupan los 3 conductores y el conductor de tierra del circuito, contra el área disponible dentro de la tubería conduit (Tabla 12.16 de “Referencias”), se obtiene:

A3C-750KCM+Tierra mm2 < A40% -156mm mm2

6291.22 mm2 > 7456 mm2

Con lo anterior se concluye que la tubería conduit de 6” (156 mm) de diámetro, es suficiente para alojar los conductores que alimentan al transformador en su lado de 13.8 kV.

DIÁMETRO CABLE DE 750 KCM [mm] = 48.1

DIÁMETRO CABLE DE 3/0 AWG [mm] = 32.7

AREA CABLE DE 750 KCM [mm2] = 1817.1

AREA CABLE DE 3/0 AWG [mm2] = 839.82

AREA DE 3 CABLES DE 750 KCM [mm2] = 5451.4

AREA 1 CABLE DE 3/0 AWG [mm2] = 839.820

AREA TOTAL OCUPADA POR LOS 4 CABLES [mm2]= 6291.22

ÁREA DISPONIBLE DENTRO DE CONDUIT [mm2] (40%) =

7456

AREA TOTAL DEL CONDUIT [mm2] = 18,639

EJEMPLO

6




12.0 REFERENCIAS Tabla 12.1

EJEMPLO

6




12.2 Fig. 310.60 del NEC-2008- Dimensiones para la instalación de cables y verificación de la profundidad de la instalación.

EJEMPLO

6




12.3 Tabla 13-1, IEEE Std. 399-1997.

12.4 Tabla 13-2, IEEE Std. 399-1997.

12.5 Tabla 13-3, IEEE Std. 399-1997.

EJEMPLO

6




12.6 Tabla 13-4, IEEE Std. 399-1997.

12.7 Tabla 13-5, IEEE Std. 399-1997.

12.8 Tabla 13-6, IEEE Std. 399-1997.

EJEMPLO

6




12.9 Tabla 13-7, IEEE Std. 399-1997.

12.10 Tabla de valores de RHO típicos, IEEE Std. 399-1997, Cap. 13, pag. 395.

EJEMPLO

6




12.11 Tabla 13-8, IEEE Std. 399-1997.

EJEMPLO

6




12.12 Tabla 13-9, IEEE std. 399-1997.

EJEMPLO

6




12.13 Tabla 4A-7, IEEE Std. 141-1993.

EJEMPLO

6




12.14 Figura 9-1, IEEE Std. 242-2001.

EJEMPLO

6




12.15 Figura 7 del ICEA

EJEMPLO

6




12.16 Tabla 10-4 de NOM-SEDE-001-2005.

12.17 Tabla 250-95 de NOM-SEDE-001-2005.

12.18 Planos y Documentos de Referencia.

Plano Nombre

SC‐03‐110‐L‐PL‐001 Diagrama Unifilar General Plano Llave

SC‐03‐110‐L‐PL‐002Diagrama Unifilar, SE‐Termoeléctrica No. 2, 13.8 kV ULSG‐1/2 (TDP‐3 Y

TDP‐4)

SC‐03‐310‐L‐PL‐100Cédula de Conductores y Tubos Conduit, Media Tensión SE

Termoeléctrica No. 2 Y SE‐11A

EJEMPLO

6

EJEMPLO

7

MEMORIA DE CALCULO RED DE TIERRAS

Núm.: SC-03-110-L-MC-014 Fecha: FEB-12 Hoja : 2 de 7 Rev. 1

Eléctrica SC03110LMC014_1.docx.

I N D I C E

CONCEPTO HOJA

1.0 ANTECEDENTES 3

2.0 OBJETIVO 3

3.0 ALCANCE 3

4.0 REFERENCIAS, NORMAS Y ESPECIFICACIONES 3

5.0 REQUISITOS ESPECÍFICOS 4

5.1 Condiciones Ambientales. 4

6.0 DESARROLLO 4

7.0 CONCLUSIONES 5

8.0 REFERENCIAS 6

8.1 Factores de Multiplicación para Electrodos Múltiples IEEE Std 142-2007 6

9.0 ANEXOS 7

EJEMPLO

7




1.0.- ANTECEDENTES.

En la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime”, ubicada en Salina Cruz, Oaxaca, propiedad de PEMEX REFINACIÓN, se construirán las plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica, sus Unidades Regeneradoras de Amina, así como sistemas complementarios, instalaciones de servicios auxiliares y su integración, siendo necesario el diseño y construcción de una red de tierras que proporcione a toda sobrecorriente a tierra un camino continuo y de baja impedancia; y que minimice, de una manera segura y oportuna, las sobretensiones producidas por dichas corrientes en el sistema eléctrico, producto de operación, falla y/o interconexión de otros sistemas de puesta a tierra afectados por sobretensiones producidas por descargas atmosféricas. Es necesario seguir las recomendaciones de seguridad, establecidas en las normativas correspondientes. El aterrizamiento de cuanto equipo eléctrico se cuente es de vital importancia a fin de proporcionar a toda corriente excedente un camino continuo y de baja impedancia a tierra; siendo por tanto de vital importancia el aseguramiento de la continuidad eléctrica de toda superficie conductora de electricidad. 2.0.- OBJETIVO. Establecer los lineamientos físicos necesarios a considerar en el diseño y la construcción de una red o malla, conexiones y electrodos de puesta a tierra para todos y cada uno de los componentes eléctricos que se cuente dentro de las casetas temporales de características particulares y complementarias a las establecidas en la norma NRF-048-PEMEX-2007 y NRF-070-PEMEX-2004 para la Refinería “Antonio Dovalí Jaime” en Salina Cruz, Oaxaca. 3.0.- ALCANCE. Se llevará a cabo en términos de esta memoria de cálculo el diseño de la red de tierras física en las inmediaciones de las casetas temporales de residencia de obra PEMEX y calidad de combustibles refinería, en cuyo caso se unirán entre estas a la red general de la zona y a la malla existente de la subestación eléctrica SE-3A por ser esta el punto del cual se alimentarán ambas casetas. 4.0.- REFERENCIAS, NORMAS Y ESPECIFICACIONES El diseño de una red de tierras física, amparado en esta memoria debe cumplir las características técnicas y requisitos de diseño, fabricación, inspección pruebas, transporte, almacenamiento, garantías y capacitación, señalados en las siguientes normas y especificaciones:

EJEMPLO

7




NORMAS DE REFERENCIA

NRF-048-PEMEX-2007 DISEÑO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS

NRF-070-PEMEX-2004 SISTEMAS DE PROTECCIÓN A TIERRA PARA INSTALACIONES PETROLERAS.

GNT-SSIME-E0027-2009 SIMBOLOS ELÉCTRICOS.

NOM-001-SEDE-2005 NORMA OFICIAL MEXICANA, INSTALACIONES ELÉCTRICAS UTILIZACIÓN.

SC-02-000-L-BD-001 BASES DE DISEÑO ELÉCTRICO

Std. 142-IEEE-2007 RECOMMENDED PRACTICE FOR GROUNDING OF INDUSTRIAL AND COMMERCIAL POWER SYSTEMS

5.0 REQUISITOS ESPECÍFICOS. 5.1 Condiciones Ambientales.

Altitud 4.5 msnm

Temperatura ambiente mínima extrema 15 °C

Temperatura ambiente máxima 40 °C

Temperatura promedio mínima anual 17 °C

Temperatura promedio máxima anual 38 °C

Temperatura de bulbo húmedo 28 °C

Velocidad del Viento 150 km/h

Humedad relativa máxima 96.9 % a 38 °C

Humedad relativa mínima 37.7 % a 17 °C

Humedad relativa promedio anual 75 %

Sismicidad Clasificación D (de acuerdo a CFE)

6.0.- DESARROLLO.

Apegándonos a las recomendaciones del Std. 142-IEEE-2007, capítulo 4 y 5, así como en los valores de resistividad de los puntos más cercanos a las áreas indicadas en esta memoria, reportados en la sección de Estudio de Resistividad Eléctrica dentro del informe geofísico proporcionado por CFE, y a la Referencia 4.2 del informe geofísico efectuado para el proyecto de Gasolinas Limpias en Salina Cruz Oaxaca por parte de PEMEX y al Art. 921-18 NOM-001- SEDE-2005, lo cual nos limita en magnitud de la resistencia de la red de tierras dadas las condiciones de configuración geométrica; calculamos tales parámetros físicos de construcción e instalación, de donde se obtiene el valor de la resistencia de la malla propuesta.

EJEMPLO

7




De acuerdo al resultado obtenido tras aplicar las fórmulas anexas, se comprobará que se cumple con el valor de resistencia a tierra requerido por NRF-048-PEMEX-2007 numeral 8.11.1 (c), que es de 5.0 ohm o menor para las áreas en análisis.

Finalmente, se conformará un arreglo con el número de varillas que haya arrojado el resultado. Ver resultados en la sección de anexos.

7.0 CONCLUSIONES. El arreglo se conformará de tal manera que se adapte al espacio disponible en el área, siempre que la colocación de las varillas forme una trayectoria cerrada, la colocación podrá ser indistintamente en forma de triangulo, cuadrado, circulo, pentágono, etc. con base en lo indicado en el Std. 142-IEEE-2007 caps. 4 Y 5.

EJEMPLO

7




8.0 REFERENCIAS.

8.1 Factores de multiplicación para electrodos múltiples Std. 142-IEEE-2007.

EJEMPLO

7




9.0 ANEXOS.

Índice de anexos que forma parte de esta memoria:

Anexo NombrePlanos de referencia

A-1 AREA 310, CASETAS TEMPORALESSC-03-310-L-PL-125 / SC-03-310-L-PL-127

SC-03-310-L-PL-111

SC-03-310-L-PL-112

SC-03-310-L-PL-113

SC-03-310-L-PL-114

SC-03-310-L-PL-115

SC-03-310-L-PL-116

SC-03-310-L-PL-117

SC-03-310-L-PL-118

SC-03-310-L-PL-119

SC-03-310-L-PL-120

SC-03-210-L-PL-045

SC-03-210-L-PL-047

A-4AREA 310, AMPLIACION CUARTO DE CONTROL CENTRAL

SC-03-310-L-PL-130

A-2 AREA 310, SUBESTACION SE-11A

A-3AREA 210, SUBESTACION SE-11A‐1

EJEMPLO

7

EJEMPLO

8

EJEMPLO

9

EJEMPLO

10

EJEMPLO

11

EJEMPLO

12

MEMORIA DE CALCULO INTERRUPTORES, FUSIBLES DE POTENCIA, BARRAS PRINCIPALES

TABLEROS DE MEDIA TENSION


ELÉCTRICA SC03110LMC017_0.docx

Í N D I C E

CONCEPTO HOJA

1.0 ANTECEDENTES. 3

2.0 OBJETIVO. 3

3.0 NORMAS Y ESPECIFICACIONES 3



5.0 PRESENTACIÓN DEL ESTUDIO. 4

6.0 PROCEDIMIENTO DE SELECCIÓN FUSIBLES. 8

7.0 EJEMPLO DE SELECCIÓN DEL ELEMENTO FUSIBLE 9

8.0 COMPROBACIÓN DE CAPACIDAD DE BARRAS EN TABLEROS

DE MEDIA TENSIÓN 10

9.0 PROCEDIMIENTO PARA SELECCIÓN DE INTERRUPTORES 11

10.0 EJEMPO DE SELECCIÓN DE INTERRUPTOR. 11

EJEMPLO

12





1.0 ANTECEDENTES En la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime”, ubicada en Salina Cruz, Oaxaca, propiedad de PEMEX REFINACIÓN, se construirán las plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica USLG-1, ULSG-2, sus Unidades Regeneradoras de Amina URA-1 y URA-2, así como sistemas complementarios, instalaciones de servicios auxiliares y su integración, por lo que se requiere comprobar que las capacidades de las barras en los tableros de media tensión sean las adecuadas para manejar las corrientes que circularán en ellas; de la misma manera que se verificarán los fusibles de los equipos que cuenten con ellos como esquema de protección primario.

2.0 OBJETIVO

El objetivo de esta memoria es mostrar las condiciones y criterios útiles para verificar la selección de las capacidades de las barras, interruptores y fusibles en las nuevas instalaciones.


A continuación, se listan los documentos, normas y estándares de referencia que sirven como base para el desarrollo de este estudio: - Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEDE-2005). - NRF-048-PEMEX-2007 – Diseño de Instalaciones Eléctricas. - NFPA 70 – National Electrical Code (NEC), 2008 Edition. - Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE Std. 141-1993). - Standar for Metal-Clad Switchgear – IEEE Std. C37.20.2

4.0 REQUISITOS ESPECÍFICOS


Altitud. 4.5 msnm











(de acuerdo a CFE).

EJEMPLO

12





5.0 PRESENTACIÓN DEL ESTUDIO. 5.1 Fusibles.

Un fusible es un dispositivo de protección contra sobrecorriente; cuenta con un elemento que se funde en presencia de corrientes de falla que alcancen su punto de operación, abriendo e impidiendo la conducción de corrientes elevadas. Este es un medio simple, económico, de respuesta rápida y representa un mínimo de mantenimiento.

5.1.2 Operación del Fusible La operación de un fusible depende principalmente del balance de calor generado en el sistema y que atraviesa por el elemento fundible y el calor disipado hacia el medio ambiente. Para valores de corriente hasta el valor máximo continuo del valor de diseño del fusible, se asegura que el calor generado se disipará sin exceder los valores pre-determinados de máxima temperatura. Bajo condiciones de sobrecarga mantenida, la tasa de calor generado es mayor que la que se logra disipar, causando la elevación de temperatura del elemento a fundir. Una vez que la temperatura alcanza el valor de a temperatura de fundición, el elemento se fundirá aislando el circuito. El tiempo que toma el elemento en fundirse, decrece a valores mayores de corriente Bajo condiciones severas de sobrecarga o cortocircuito, existe un breve tiempo de disipación de calor hasta que se alcanza el punto de fundición, lo cual ocurre casi de manera instantánea. Bajo estas condiciones el elemento fundible se desintegra y evita que el valor del máximo pico de falla (AC) sea alcanzado, el tiempo que transcurre entre el inicio de la falla y el momento en que el elemento se funde es llamado tiempo de pre-arqueo. La interrupción de altas corrientes de falla dan como resultado un arco formado en cada extremo del elemento fusible y ofreciendo una alta resistencia al paso de corriente.

5.1.3 Fusibles para la protección de Motores. Los fusibles especialmente diseñados para la protección de los circuitos de motor son diferentes a otros tipos de fusibles. Estos fusibles están sujetos constantemente a la corrientes inrush en su arranque. Por tanto, el elemento de diseño es diferente y tiene que manejar los esfuerzos producidos por las corrientes de arranque. Son instalados en serie con contactores de baja capacidad interruptiva, localizados en los controladores del motor. Estos interruptores son controlados por relevadores de sobrecarga para complementar el esquema de protección. Los fusibles deben seleccionarse de acuerdo a los siguientes parámetros: - Corriente nominal a plena carga. - Corriente a rotor bloqueado. - Características del Relevador de sobrecarga. - Características mínimas de fusión del fusible. La coordinación entre el fusible y el arrancador deben ser coordinados de manera que el fusible no opere de manera innecesaria durante el arranque o condiciones esperadas de sobrecarga. A continuación se muestra el esquema típico de protección de un motor a través de fusible.

EJEMPLO

12





EJEMPLO

12





5.2 Barras de Tableros en Media Tensión.

Las barras son los elementos conductores en los que se distribuye la energía y son los puntos de conexión común entre los diferentes circuitos que se derivan y acometen aun tablero eléctrico. La principal característica de estas barras en cualquier tensión de diseño es que puedan soportar la corriente a la que estarán sometidas durante su operación normal. Razón por la cual los fabricantes deben consideran los diversos factores en sus diseños. La densidad de corriente permitida en un tablero depende de una serie de factores y es principalmente el incremento de temperatura lo que debe controlarse. Algunos de los factores más importantes a considerar, por los fabricantes son las siguientes:

• Forma y tamaño de los buses: Mientras más ancha sea la barra, menos eficiente será su conducción; una sola barra ancha no es tan eficiente como varias barras bus más delgadas colocadas en paralelo, de un área transversal total similar a la barra ancha.

• Un bus con la sección orientada verticalmente a lo largo del tablero, son más

eficientes que las barras bus orientadas horizontalmente a lo largo del tablero. • Espaciamiento entre barras de la misma fase: Estas barras colocadas lo más alejadas

posible entre ellas, serán más eficientes. • Proximidad a materiales magnéticos. Las barras de acero de los compartimentos u

otras envolventes metálicas pueden afectar drásticamente el incremento de temperatura, especialmente a altas temperaturas.

• Temperatura ambiente: El aire circundante alrededor del tablero, mientras menor sea

esta temperatura, permitirá un mayor intercambio de calor, enfriando más rápidamente las partes del tablero no permitiéndoles alcanzar altos incrementos de temperatura.

Los valores normalizados por ANSI, que son utilizados para la fabricación de buses principales y conectores son 1200 A, 2000 A, y 3000 A. Para garantizar el cumplimiento con los valores de corriente de carga continua solicitados por los estándares, los fabricantes deben realizar pruebas para determinar las temperaturas de los componentes del ensamble del tablero y que deben estar dentro de los límites de la siguiente tabla:

EJEMPLO

12





Tabla 3. Límites de temperatura para buses y conexiones a utilizarse en tableros (Std C37.20.2).

La corriente de carga continua no debe exceder los límites de la “Temperatura Total de Punto más Caliente” (Columna 3) para una temperatura ambiente de 40°C. Esta temperatura se permite ser elevada más allá de su límite mientras se cumpla que:

a) Sea por cortos periodos de tiempo, como en el arranque de motores y arranque de cargas en frío, ya que este tipo de energizaciones debido a su corta duración, no aumentará la temperatura considerablemente.

b) Cuando se opere a temperaturas menores a 40°C.

Adicionalmente el bus debe soportar sin daño el paso de la corriente de Corto circuito de diseño, por 2 segundos, este tiempo impone las más severas condiciones sobre los conductores, uniones y soportes que conforman el tablero.

EJEMPLO

12





5.3 Interruptores.

Este elemento permite el cierre y apertura del circuito eléctrico, bajo carga en condiciones normales y en condiciones anormales cuando se presenta una falla o corto circuito. Su comportamiento determina el nivel de confiabilidad del que se puede tener en un sistema eléctrico. Las características a remarcar en un interruptor son las siguientes: Tensión nominal: Es el valor eficaz de la tensión entre fases del sistema donde se instala. Tensión Máxima:Valor máximo de la tensión para la cual está diseñado el interruptor y se

representa por un valor máximo en kV, bajo el cual debe operar. Corriente nominal: Es el valor eficaz de la corriente normal máxima que puede circular

continuamente a través del interruptor sin excederlos límites normales de elevación de temperatura.

Corriente de Cortocircuito Inicial: Es el valor pico de la primera onda de corriente de falla. Corriente de Cortocircuito: Es el valor eficaz de la tensión máxima de la primera semionda de la

CA, que aparece en los contactos del interruptor después de la extinción de la corriente. Tiene una importancia en la capacidad de apertura del interruptor y presenta una frecuencia de kHz.

Cámaras de extinción de arco: Es la parte del interruptor donde al abrir los contactos, el calor

generado en la apertura se transforma en calor. Estas cámaras deben soportar los esfuerzos electrodinámicos de las corrientes de cortocircuito, así como esfuerzos dieléctricos que aparecen al producirse la desconexión de transformadores, capacitores, etc.

6.0 PROCEDIMIENTO DE SELECCIÓN FUSIBLES.

La metodología para la selección del elemento fusible es: a) Obtener la corriente a rotor bloqueado y tiempo de arranque, valores que se encuentran en

las hojas de datos del equipo. b) Con base en eso, los fusibles tipo R, deben ser capaces de poder conducir esta corriente,

en un intervalo de tiempo que varía de 15 a 35 s, mientras el motor alcanza la corriente plena. Debe verificarse que este tiempo de arranque se encuentre en este intervalo para no operar el fusible antes del arranque del motor.

La selección se hace mediante la Tabla 1, que es la proporcionada por el proveedor de los

fusibles, en función de la corriente máxima de arranque. Por ejemplo, se muestra la columna “MINIMUM INTERRUPTING TIME RATING RMS AMPERES” que refleja la corriente a rotor bloqueado para un motor dado con 400 A, se sigue el renglón (línea roja) para encontrarse en la columna “SIZE”, un elemento fusible cuya designación es 5R.

EJEMPLO

12





Tabla 1. Tabla para Selección de Fusibles, Ferraz Shawmut.

c) Posteriormente, se debe verificar de acuerdo al Art. 430-152, de NOM-001-SEDE-2005, que la corriente nominal que circulará a través del fusible, no supere el 300% de la Corriente Nominal del equipo. Basados en este requisito, y como una excepción mostrada en este artículo, si el valor de interrupción del fusible seleccionado para cubrir la corriente a rotor bloqueado, supera el 300% de la corriente nominal del motor, se permite seleccionar un fusible cuya capacidad de conducción de corriente continua sea hasta del 400% del valor de corriente nominal.

7.0 EJEMPLO DE SELECCIÓN DEL ELEMENTO FUSIBLE.

a) Datos del equipo a proteger.

Tag Motor: GBM-1000 Corriente a Plena Carga (Inom)= 244 A Corriente a Rotor Bloqueado (IRB)= 1650 A Relación (IRB/Inom)= 6.76

c) Selección del fusible de acuerdo a la corriente a rotor bloqueado:

EJEMPLO

12





,

La selección, nos arroja un fusible 24R.

d) Verificación de corriente nominal: La capacidad de corriente continua de este fusible es 450 A, de acuerdo a 430-152 de NOM-001-SEDE-2005, se debe verificar que:

I fus < 3 x I nom

450 A < 3 x 250 A

450 < 750 Conclusión: El fusible 24R, es adecuado para proteger al motor.

8.0 COMPROBACIÓN DE CAPACIDAD DE BARRAS EN TABLEROS DE MEDIA TENSIÓN.

Para este estudio la capacidad de conducción se verificará con los resultados obtenidos en el estudio de Flujo de cargas, en estado de operación continua de la planta, la corriente del tablero debe ser suficiente para poder manejar la corriente demandada de los equipos conectados a él.

Ejemplo:

Tablero 01-CCM-1 4.16 kV

Capacidad de las Barras: 2000 A

Capacidad Interruptiva de las Barras: 35 kA

EJEMPLO

12





Flujo de cargas:

(01‐CCM‐1 buses A y B, Tabla 4)8952.48 MVA

Flujo de cargas:

(Corriente en 01‐CCM‐1,

Buses A y B)1242.479985 A

Estudio Cortocircuito en 01-CCM-1: 25.819 kA kA

Resultados de los Estudios

Con lo que se observa que para la Corriente de Operación Continua:

IOPERACIÓN < I BUS

1242.5 A < 2000 A Con lo que se observa que para la Capacidad Interruptiva:

ICORTOCIRCUITO < I INTERR.

25.819 k A < 35 kA Con lo que se concluye que el tablero 01-CCM-1, puede conducir las corrientes en operación normal y en condición de falla sin provocar el daño en sus componentes y conexiones.

9.0 PROCEDIMIENTO PARA SELECCIÓN DE INTERRUPTORES. 1.- Se calcula la corriente nominal del equipo a proteger. 2.- El porcentaje de ajuste de la protección por sobrecarga depende del equipo que se trate y del

porcentaje indicado en las normas.

Los valores nominales de interruptores en media tensión son: 1200, 2000 y 3000 A, éstos son ajustados para manejar la corriente que se necesite.

10.0 EJEMPO DE SELECCIÓN DE INTERRUPTOR.

Tag Equipo: BC‐11

Capacidad: 1080 kVAr

Tensión: 4.16 kV

Corriente Nominal: 150 A

Sobrecarga: 135 %

La corriente máxima a conducir a través de este interruptor es 202.5 A, por lo cual el marco mínimo de este interruptor deberá ser:

1200 A

EJEMPLO

12

ICA Fluor Daniel, S. de R. L. de C. V. NO. BE1-02-07 REV. 1 ANEXO 5.1 HOJA: 1 DE 2

LISTA DE VERIFICACIÓN DIAGRAMAS UNIFILARES

Formato del anexo 5.1 del procedimiento BG1-03 Rev.6

PROYECTO: ____________________________ No. PROYECTO: __________________________ No. DEL DOCUMENTO: _______________________ NIVEL VERIF ___1_________________

SIMBOLOGÍA: OR = Originador RV = Revisor = Revisado N/A= No Aplica

No ACTIVIDAD OR RV COMENTARIOS 1. Se utilizaron las instrucciones de trabajo 000 265 1930 o

1931 y sus addendas

2. Para subestaciones de media y baja tensión y para controladores de media tensión se indicó el voltaje y la ampacidad del bus, la corriente nominal y de disparo de los interruptores, el tamaño de los fusibles, todos los dispositivos de protección y medición incluyendo: • Transformadores de corriente (con número y relación) • Transformadores de potencial (con número y voltaje) • Dispositivos desconectadores removibles • Fusibles de control (con número y amperes) • Relevadores de protección y auxiliares (con número

ANSI y número de relevador •Medidores y selectores (con número de dispositivo y de medidor) • Apartarrayos • Contactos auxiliares para alarma, interlocks y

resistencias calefactoras • Aplicaciones de campo y dispositivos de control para

motores y generadores síncronos • Terminales para cable • Interruptores de operación manual o eléctrica

3. Los centros de control de motores de baja tensión incluyen voltaje y ampacidad. Los arrancadores individuales indican contactos, transformadores, contactos para alarmas, interlocks o resistencias calefactoras cuando se requieren

4. Los interruptores alimentadores indican la corriente de disparo. En sistemas no aterrizados, se indica detector de tierras en el CCM.

5. Los motores incluyen su potencia. Los motores de doble velocidad incluyen ambas potencias. Para los motores mayores se indican los dispositivos de protección

6. Los generadores incluyen sus KVA, KW y factor de potencia y además y los dispositivos de protección

7. Para los transformadores de alumbrado incluyen los KVA, el voltaje y el diagrama fasorial

8. Los paneles de alumbrado incluyen la clave y designación

9. Se indica la capacidad de los bus-bars o bus-ductos

10. Con los transformadores se indican los KVA, KV, Z%, fases, hilos, enfriamiento, temperatura de operación, conexión de devanados y aterrizamiento del neutro.

EJEMPLO

13

ICA Fluor Daniel, S. de R. L. de C. V. NO. BE1-02-07 REV. 1 ANEXO 5.1 HOJA: 2 DE 2

LISTA DE VERIFICACIÓN DIAGRAMAS UNIFILARES

Formato del anexo 5.1 del procedimiento BG1-03 Rev.6

11. Con los Tableros principales y los CCMs se indican los datos de KV, fases, hilos, capacidad de corriente de barras y corriente de cortocircuito. Los dispositivos y los elementos que pertenecen al mismo tablero se rodean con una línea punteada.

12. En la acometida y los buses se indican los datos de KV, fase, hilos, Frecuencia, MVAcc y/o Icc, relación X/R

13. La localización de los apartarrayos es correcta.

14. Con los contactores se indica su tamaño NEMA y con los de media tensión su capacidad en amperes nominales.

15. Se indican los alimentadores con número de circuito y los equipos de emergencia y de reserva así como las previsiones para ampliaciones futuras.

16. Los números de dispositivo IEEE (o equivalentes) son correctos y están de acuerdo con las especificaciones del proyecto

ESTADO DE REVISIÓN DEL DOCUMENTO

REV EMISIÓN Iniciales y firma

OR FECHA Iniciales y firma

RV FECHA

EJEMPLO

13

EJEMPLO

14

EJEMPLO

15

ESTUDIO Y MEMORIA DE CALCULO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

Núm.: SC-03-310-L-ET-001 Fecha: 23-ABR-14 Hoja: 2 de 109 Rev. 1

Eléctrica SC03310LET001_1.docx

ÍNDICE

CONCEPTO HOJA

1.0 INTRODUCCIÓN 3

2.0 OBJETIVO 3

3.0 ALCANCE 3

4.0 NORMAS Y ESPECIFICACIONES 3

5.0 DESARROLLO 4

6.0 CÁLCULO DE AJUSTES 13

7.0 GRÁFICAS DE COORDINACIÓN 22

8.0 RESUMEN DE AJUSTES 88

9.0 CONCLUSIONES 108

10.0 DIAGRAMA UNIFILAR DEL ESTUDIO DE COORDINACIÓN

DE PROTECCIONES. 109

EJEMPLO

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1.0 INTRODUCCIÓN. En la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime”, ubicada en Salina Cruz, Oaxaca, propiedad de PEMEX REFINACIÓN, se construirán las plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica USLG-1, ULSG-2, sus Unidades Regeneradoras de Amina URA-1 y URA-2, así como sistemas com-plementarios, instalaciones de servicios auxiliares y su integración. Debido a esto, y de acuerdo a lo establecido en NOM-001-SEDE-2005, en sus artículos 110-10 y 240-12, se debe realizar el estudio de las protecciones del sistema eléctrico de manera que, cuando sea sometido en algu-no de sus puntos a una falla a tierra o cortocircuito, el esquema de protecciones sea capaz de li-berar de forma rápida y selectiva al área afectada, sin causar daños al personal o al equipo y te-ner un nulo o el menor impacto posible sobre la operación del resto del sistema.

2.0 OBJETIVO.

El objetivo es calcular las características particulares y ajustes de los dispositivos de protección contra sobrecorriente, cuyos números se tabulan y se grafican en las curvas tiempo-corriente, donde se muestran dichas características de operación de los dispositivos de protección y las curvas de daño de los equipos y cables, mostrando que éstos se encuentran debidamente pro-tegidos.

3.0 ALCANCE Esta memoria de cálculo presenta la coordinación de protecciones en las instalaciones del pro-yecto correspondientes a las instalaciones de la planta: ULSG-1, ULSG-2, URA-1, URA-2, PSA, Sistemas Complementarios, Torre de Enfriamiento y Quemadores. La coordinación de protec-ciones incluirá todos los circuitos derivados de media tensión y todos los circuitos derivados de tableros principales de baja tensión.

4.0 NORMAS Y ESPECIFICACIONES A continuación se listan los documentos, normas y estándares de referencia que sirven como base para el estudio de coordinación de protecciones: NORMAS OFICIALES MEXICANAS NOM-001-SEDE-2005 NORMAS DE REFERENCIA (NRF) NRF-048-PEMEX-2007 NORMAS EXTRANJERAS IEEE Std 399-1997 IEEE Std 141-1993 IEEE Std 242-2001 ANSI/IEEE C37.91-1985

EJEMPLO

15




5.0 DESARROLLO Uno de los objetivos principales de los sistemas eléctricos de potencia es mantener un muy alto nivel de continuidad de servicio y, cuando ocurren condiciones indeseables en su operación, mi-nimizar la extensión y duración del corte de servicio. La coordinación de protecciones es el arte y la ciencia de aplicar y ajustar los dispositivos de protección contra sobrecorriente para suministrar sensibilidad máxima a fallas y condiciones in-deseables, pero que eviten su operación bajo todas las otras condiciones permisibles o tolera-bles. Todos los dispositivos de protección deben ser apropiadamente coordinados, de tal manera que los dispositivos asignados para operar al primer signo de falla en su área designada para ser protegida, actúen en primer lugar. En caso de que fallen, deberá haber disponibles respaldos que operen para librar la falla. La capacidad de redundancia en la protección es muy importante. 5.1 INFORMACIÓN UTILIZADA

La información utilizada para realizar un estudio de coordinación de protecciones es la si-guiente: Tipo y fabricante de los dispositivos de protección. Capacidades de los dispositivos de protección. Ajustes y rangos de los dispositivos de protección. Corrientes de cortocircuito trifásica y de fase a tierra en cada bus bajo estudio. Corriente a plena carga obtenida de hoja de datos de los fabricantes para motores de

media tensión. Nivel de tensión en cada bus. Capacidad, impedancia (de dato de placa) y conexiones de los transformadores. Relación de transformación de cada uno de los transformadores corriente (TC) y trans-

formadores de potencial (TP). Calibre, número de conductores por fase, material del conductor y tipo de aislamiento de

los cables Toda la información sobre las fuentes y los enlaces

EJEMPLO

15




5.2 INFORMACIÓN CONTENIDA EN LAS GRÁFICAS DE COORDINACIÓN

Las gráficas de coordinación incluyen la siguiente información: Un diagrama unifilar que muestra la ubicación de los dispositivos de protección, TC y los

elementos que se protegen en el ramal bajo estudio. Magnitud de la corriente de cortocircuito en el nivel de tensión que se encuentran instala-

dos los dispositivos. El perfil de corriente de cada motor bajo estudio, así como la curva de daño del estator y

del rotor. La curva de daño de cada transformador bajo estudio con base en la serie de estándares

ANSI C57, así como el punto de corriente de magnetización e impedancia. Curva de daño de los cables del ramal bajo estudio. Curva de operación de los dispositivos de protección de sobrecorriente.

5.3 CONSIDERACIONES GENERALES Antes de proceder con la coordinación de protecciones, se deben aplicar a las cargas indi-viduales, a los tableros, centros de control de motores y transformadores las indicaciones de NOM-001-SEDE-2005, obligatorias, para la protección de cargas y circuitos contra so-brecargas y cortocircuitos (Art. 220, 240, 430, 450, etc.) El estudio de coordinación de protecciones debe tomar en cuenta las siguientes condicio-nes de operación en cada nivel de voltaje del Sistema Eléctrico: La protección de falla a tierra en los niveles de media tensión, debe coordinarse en tiem-

po. El ajuste de coordinación de los relevadores se debe hacer con enlace cerrado y con una

sola fuente. La coordinación de protecciones incluirá todos los circuitos derivados de media tensión y

todos los circuitos derivados de tableros principales de baja tensión. El ajuste de tiempo de disparo entre dispositivos de protección, determinado con base en

las recomendaciones de la tabla 15-3 del IEEE Std 242 – 2001 (Buff Book) para que los dispositivos operen en “cascada” desde el punto de falla al punto de suministro.

Se dibujan por separado las curvas de coordinación tiempo-corriente para fallas trifásicas y fallas de fase a tierra.

5.4 CRITERIOS PARTICULARES DE COORDINACIÓN INTERRUPTORES EN BAJA TENSIÓN: ALIMENTADORES A TABLEROS Y CENTROS DE CARGA. Cuando un dispositivo no limitador de corriente se utiliza para protección contra cortocir-cuito, la capacidad interruptiva del alimentador debe seleccionarse basado en la capacidad del dispositivo de protección contra sobrecorriente.

EJEMPLO

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El valor de sobrecarga del dispositivo de protección debe ser al menos 125 % de la carga continua del tablero más el 100 % de la carga no continua, pero no debe ser mayor que la capacidad de conducción de corriente del alimentador. La capacidad interruptiva del dis-positivo de protección contra sobrecorriente estará subordinada a la capacidad interruptiva de los tableros. Cuando la capacidad de un alimentador no corresponda con el valor comercial del disposi-tivo de protección contra sobrecorriente, sin ajuste de disparo, se elegirá el valor inmediato superior del dispositivo, según lo indicado en NOM-001-SEDE-2005 Para mantener la confiabilidad del sistema, en caso de cualquier falla, es necesaria una apropiada coordinación con los dispositivos de protección aguas arriba y aguas abajo. La falla a tierra puede ser detectada por medio de TC’s de corriente residual o de secuen-cia cero en las protecciones principal, derivadas o del alimentador, utilizando los dispositi-vos instalados en los interruptores de potencia en baja tensión. Existen 2 características principales que se deben determinar en los relevadores de pro-tección contra falla a tierra: Corriente mínima de operación. Velocidad de operación. Para cargas individuales como un motor o un transformador, el ajuste del pick-up puede ser muy bajo, tanto como 5-10 A. Para cargas múltiples, como lo que se presenta en un tablero de distribución o CCM, el pick-up debe ser mayor, tanto como 200-1200 A. De esta manera, para propósitos de coordinación, los dispositivos de protección de circuitos deri-vados librarán fallas a tierra de baja magnitud en sus circuitos respectivos. PROTECCIÓN POR RELEVADORES PARA TRANSFORMADORES Las recomendaciones para la aplicación de dispositivos de protección contra sobrecorrien-te en transformadores de potencia se detallan en las normas ANSI/IEEE C37.91 e IEEE Std 242 – 2001 (Buff Book), así como en NOM-001-SEDE-2005, artículo 450. Ajustes para la protección en el primario: Ajuste el tap y el dial del relevador 51 para coordinarse con el dispositivo de protección

contra sobrecorriente y cortocircuito del secundario. Verifique que el pickup del relevador 51 sea menor a 600 % de la corriente a plena carga

del transformador en el primario o menor a la capacidad de conducción de corriente del alimentador al transformador.

Verifique que el pickup del relevador 51 permita el paso de la corriente del transformador calculada con base en su capacidad máxima con elevación de temperatura.

Ajuste el pick-up del relevador 50 a un valor mayor al de la corriente máxima asimétrica de falla a través del transformador (valor de cortocircuito en el secundario, visto en el la-

EJEMPLO

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do primario). El ajuste puede ser entre 125% y 200%, siendo el 175% un valor común-mente utilizado.

Ajustar el pick-up del relevador 50 a un valor mayor que la corriente inrush del transfor-mador.

Ajustes para la protección en el secundario: Ajuste el tap y el dial del relevador 51 para coordinarse con la protección del motor mayor

en esta tensión. Verifique que el pickup del relevador 51 sea menor a 250 % de la corriente a plena carga

del transformador en el secundario. Verifique que el pickup del relevador 51 permita el paso de la corriente del transformador

calculada con base en su capacidad máxima con elevación de temperatura.

Para transformadores delta-delta, delta-estrella y estrella-delta, las fallas a tierra en el de-vanado secundario del transformador no son vistas por el relevador de falla a tierra del cir-cuito alimentador del devanado primario. Debido a esto, dicho relevador no tiene que co-ordinarse con los relevadores en el lado secundario del transformador y, por lo tanto, pue-de ser ajustado al valor mínimo para un ajuste más sensible en la mayoría de las aplica-ciones, mientras no se comprometa la seguridad. Ajuste el pick-up secundario del relevador 51N a 0.5 amperes o menos, si el tap está dis-ponible para máxima sensibilidad. El ajuste instantáneo debe permitir el paso de corriente durante la energización del transformador, debido a una saturación desbalanceada de los TC’s. Un burden alto del relevador en el tap más bajo puede, en ocasiones, minimizar co-rrientes residuales falsas y, por lo tanto, se recomienda también el ajuste al pick-up míni-mo. En sistemas sólidamente puestos a tierra, donde hay mayores niveles de corriente de falla a tierra, el relevador 50N puede ser ajustado a un valor de 4 veces la corriente máxi-ma del transformador, el valor de retardo de tiempo del relevador debe ser mayor a 0.1 segundos con respecto a la corriente máxima de falla. En caso de haber un relevador 51N en el esquema de protección de un transformador puesto a tierra, a través de una resistencia de bajo valor en el neutro, ajuste el pick-up al 5 % del valor primario del TC más grande, conectado para este transformador (generalmen-te, el TC conectado en el secundario). PUNTOS ANSI Y LIMITES NOM DE TRANSFORMADORES Y MOTORES. Para los motores se grafican tres puntos que definen el perfil de arranque: corriente de magnetización (Imag), corriente de rotor bloqueado (LRA) y corriente nominal (FLA). Además se indican los límites NOM para las protecciones por sobrecarga y/o límite térmi-co y sobrecorriente. Ejemplo: MOTOR GAM-2101, 125 HP, 480 V, F.S. = 1.15 De las hojas de datos del motor se obtiene FLA = 133 A de tiempo de arranque a 1000 s

EJEMPLO

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LRA = 875 A de 0.1 s a tiempo de arranque Imag = 1.76 x LRA = 1.76 x 875 A = 1540 A de 0.0 s a 0.1 s El factor de asimetría de la corriente de magnetización del motor, corresponde a un valor típico, siendo éste un valor conservador como se indica en el IEEE Std 242 - 2001. La co-rriente de magnetización del motor decae a la corriente de arranque en 0.1 segundos. Límites NOM de protección contra cortocircuito y sobrecarga: NOMCortocircuito = 300% x In = 300% x 133 = 399 A NOMSobrecarga = 125% x In = 125% x 132.71 = 165.89 A Los límites son obtenidos del artículo 430-32 y la tabla 430-152 de la NOM. PROTECCIÓN POR RELEVADOR PARA MOTORES DE INDUCCIÓN A MÁS DE 1 kV Cuando se arranca en frío a tensión plena, el motor es particularmente vulnerable al daño, debido a la gran cantidad de calor generado. Si el tiempo en que se encuentra el motor en rotor bloqueado excede del tiempo de aceleración, el motor puede ser efectivamente pro-tegido utilizando relevadores de protección térmica. En los controladores de media tensión, la protección para sobrecargas medianas y ligeras se suministra por medio de relevadores de temperatura 49M (49RMS para el caso de rele-vadores Sepam 80M). El ajuste máximo permitido por la NOM-001-SEDE-2005 para el pick-up de este relevador se determina con base en el factor de servicio: Tipo de Motor Factor (FOL) - Motores con factor de servicio indicado no menor que 1.15 FOL= 125% - Motores con indicación de elevación de temperatura no mayor que 40°C FOL= 125% - Todos los demás motores FOL= 115% Pick-up (Amperes) = Corriente a plena carga en placa de datos x FOL

La curva de protección térmica del relevador debe quedar por debajo de las curvas de da-ño en el rotor y en el estator del motor. Dicha curva debe ajustarse por encima de la curva de arranque del motor para tensiones entre el 80 y 100% de la tensión nominal. Los ajustes instantáneos se deshabilitan, ya que la protección por corto circuito está dada por el fusible. El fusible debe ser seleccionado para evitar su operación en los siguientes eventos: Por la corriente inrush, al inicio del arranque del motor

EJEMPLO

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Cuando el motor contribuye a una corriente de falla a una condición de cortocircuito ex-terna.

En una transferencia automática o un recierre rápido. De acuerdo a lo indicado en ANSI C37.96: “Un pequeño desbalance en la tensión produce un flujo considerable de corriente de secuencia negativa, tanto en motores síncronos, co-mo en motores de inducción. La impedancia de secuencia negativa de cualquier motor, en pu, es aproximadamente igual al recíproco de la tensión nominal en pu, a rotor bloqueado. [Por ejemplo, cuando] un motor tiene una corriente de rotor bloqueado [de seis veces el valor nominal], su impedancia negativa es aproximadamente 0.167 pu de los kVA nomina-les base de entrada al motor. Cuando se aplican al motor tensiones con una componente de secuencia negativa de 0.5 pu de magnitud, corrientes de secuencia negativa de 0.3 pu de magnitud circulan por los devanados. De esta manera, un desbalance del 5% en la ten-sión, produce una corriente de secuencia negativa, con una magnitud del 30% de la co-rriente a plena carga. La severidad de esta condición está dada por el hecho de que, con esta corriente extra, el motor puede experimentar un incremento del 40 al 50% de aumen-to de temperatura adicional.” Debido a lo anterior, también se debe ajustar el parámetro “K” del relevador 49 RMS, para tomar en cuenta estas corrientes adicionales. En el caso del relevador específico, SEPAM 80M, es el “Factor de Secuencia Negativa”, cuyos ajustes son 0, 2.25, 4.5 y 9. El ajuste típico K = 4.5, incrementará la capacidad térmica, para una corriente de secuencia negati-va de 0.3 pu, en 0.45 x 0.32 = 40.5%. Por lo tanto, como medida conservadora, se ajus-tará inicialmente para todos los motores, Negative sequence factor = (Medium) 4.5 PROTECCIÓN POR RELEVADOR PARA MOTORES DE INDUCCIÓN MAYORES A 1750 HP Los motores de este tamaño tienen generalmente tiempos de aceleración mayores y co-rrientes inrush mayores al arranque. Se recomiendan relevadores de sobrecorriente con 2 elementos instantáneos. Este esquema permite que las curvas del relevador se ajusten mejor a los requerimientos de arranque del motor. Ajustes recomendados: Ajuste la protección por sobrecarga al 125 % de la corriente a ple-na carga; La curva por tiempo retardado al 175 % de la corriente a plena carga; el disparo instantáneo a 1200 % de la corriente a plena carga; ajuste el tiempo de retraso de la so-brecarga, de manera que el tiempo de operación del relevador sea mayor al arranque del motor. Las curvas de protección térmica de los relevadores deberán estar por debajo de las curvas de daño térmico del rotor y estator del motor. Se recomienda el uso de un relevador 50 G con un TC de secuencia cero. Ajuste al tap 0.5 para máxima sensibilidad, a menos que la corriente de falla a tierra sea lo suficientemente alta como para justificar un valor mayor.

EJEMPLO

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5.5 CRITERIOS GENERALES Interruptores Electromagnéticos para protección a Tableros en 220 V: Ajuste de corriente de tiempo largo:

Ajustar por arriba de la corriente de plena carga. Cumpliendo que el ajuste se encuentre por debajo los límites establecidos en la NOM, de la capacidad del bus y de la ampacidad del cable.

Ajuste de retardo de tiempo largo:

Ajustar sin traslapar la curva con el dispositivo localizado aguas abajo

Ajuste de corriente de tiempo corto:

Ajustar al 250% del ajuste de Corriente en Tiempo Largo, sin traslapar curvas.

Ajuste de retardo de tiempo corto:

Ajustar sin traslapar curvas.

Ajuste de corriente Instantáneo:

Cuando se trata de interruptores principales inhabilitar para tener coordinación.

Ajuste de Corriente de falla a tierra:

Ajustar al mínimo del equipo.

Ajuste de Tiempo de Falla a Tierra:

Ajustar sin traslapar curvas

Interruptores Electromagnéticos para protección a Tableros en 480 V: Ajuste de corriente de tiempo largo:

Ajustar por arriba de la corriente de plena carga. Cumpliendo que el ajuste se encuentre por debajo los límites establecidos en la NOM, de la capacidad del bus y de la ampacidad del cable.

Ajuste de retardo de tiempo largo:

Ajustar sin traslapar la curva con el dispositivo localizado aguas abajo

Ajuste de corriente de tiempo corto:

Ajustar al 250% del ajuste de Corriente en Tiempo Largo, sin traslapar curvas.

Ajuste de retardo de tiempo corto:

Ajustar sin traslapar curvas.

Ajuste de corriente Instantáneo:

Cuando se trata de interruptores principales inhabilitar para tener coordinación.

Ajuste de Corriente de falla a tierra:

Deshabilitar o ajustar al máximo *.

Ajuste de Tiempo de Falla a Tierra:

Deshabilitar o ajustar al máximo *.

* No se cuenta con protección por fallas a tierra en 480 V debido a que el secundario del transforma-

dor está conectado en Delta.

EJEMPLO

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Relevadores multifunción. 51 Sobrecorriente con

retardo de tiempo (Fase)

Ajuste superior al de la corriente de plena carga del equipo. Cumpliendo que el ajuste se encuentre por debajo los límites establecidos en la NOM, de la capacidad del bus y de la ampacidad de los cables.

Forma de la curva Extremadamente Inversa

Retardo de tiempo Ajustar para coordinarlo con otros relevadores ubicados aguas abajo, tratando de evitar que las curvas se traslapen.

50 Instantáneo (Fase) Ajustar para coordinarlo con otros relevadores y permitir las corrientes de magnetización de los equipos.

51N/51G Sobrecorriente con retardo de tiempo de falla a tierra.

Ajustar al 10% de la corriente de falla a tierra con retardo de tiempo para coordinar con otros dispositivos, siendo este el más largo.

Forma de la curva Definite Time

Retardo de tiempo Ajustar para coordinarlo con otros relevadores, siendo este el más largo

50N/50G Instantáneo (tierra) No utilizar

27 Bajo voltaje Ajustar al 75% de voltaje de nominal con retardo de tiempo de 5 segundos. Utilizar curvas de tiempo definido

87 Diferencial Ajustar el pickup al 30% de la carga del transformador, con 15% “differential slope” y ajustar “harmonic res-traint” @ 20% de la 2a armónica.

El margen de tiempo de disparo entre dispositivos de estado sólido es de 0.2 a 0.3 segundos, dependiendo del rango de los dispositivos.

EJEMPLO

15




Protección de alimentador de Motores. 51 Sobrecorriente de

tiempo de fase Ajuste inmediato superior al 1.25 de la corriente de plena carga.

Forma de la curva Extremely Inverse

Retardo de tiempo Ajustar para permitir el arranque y dar protección térmica.

50 Sobrecorriente inst. de fase

No ajustar, esta protección la realizará el fusible.

51N Sobrecorriente de tiempo de tierra (protección en conexión residual)

No utilizar.

50N Sobrecorriente inst. de tierra (protección en conexión residual)

No utilizar

51G Sobrecorriente de tiempo a tierra

No utilizar

50G Sobrecorriente inst. a tierra

Ajustar el Pick-up a 10A primarios de la corriente de falla a tierra con retardo de tiempo de 2 ciclos.

27 Bajo voltaje Ajustar al 75% de voltaje de nominal con retardo de tiempo de 5 segundos. Utilizar curvas de tiempo definido

46 Secuencia Negativa

Ajustar al 20% de la corriente de plena carga con un retardo de tiempo de 5s.

49 Sobrecarga térmica

Ajustar a (1.05 x Ipc x Factor de Servicio)

49T Elevación de temperatura en devanados

Alarma: 130 °CDisparo: 155 °C

49T Elevación de temperatura en rodamientos

Alarma: 90 °CDisparo: 95 °C

66 Arranques por hora Ajustar de acuerdo a los datos del motor Ajustes Típicos 2 arranques en frío y 1 en caliente. Tiempo entre aranques 30 minutos.

87 Proteción Diferencial Ajustar corriente Is: 0.1 In

EJEMPLO

15




5.6 SOFTWARE PARA EL ESTUDIO La coordinación de protecciones se realizará a través del módulo CAPTOR (Computer Ai-ded Plotting for Time Overcurrent Reporting) del programa Power*Tools for Windows. El estudio consiste en proporcionar al software las curvas de arranque de los motores, cur-vas de daño térmico y mecánico de los transformadores y de los cables, así como los ajus-tes de las Curvas Tiempo Corriente (TCC) de los dispositivos de protección (relevadores, in-terruptores electromagnéticos, interruptores termomagnéticos, fusibles, etc.). El módulo CAPTOR nos permite manipular las curvas TCC, de manera que se ajusten para proteger al elemento que se requiera. El ajuste deberá realizarse para las protecciones primarias y, en caso de falla, se activarán las protecciones de respaldo con los tiempos de respaldo necesarios. Por claridad en los gráficos, la coordinación de protecciones se llevará a cabo desde la car-ga o bus a considerar, hasta el interruptor principal del tablero inmediato superior.

6.0 CÁLCULO DE AJUSTES Protección Diferencial ANSI 87T. Este procedimiento aplica para los relevadores de protección del alimentador de cada uno de los transformadores 01-T-01 y 01-T-02. Corriente Nominal IN1 = 502 IN2 = 1665 A

TC’s IN = 800 I’N = 3000

Inrush Iinr1 = 12 x 502 A = 6024 A Iinr2 = 12 x 1665 A = 19980 A

Ajuste bajo Ids La corriente diferencial continua debida a la variación del voltaje en el cambiador de derivaciones es: Se están utilizando sensores (TC’s) tipo 5P con una tolerancia de error máxima de 10%. La precisión de medición del relevador es ±1% para Ids e Id/It. Entonces el ajuste mínimo es: Ids = IdChanger + IdMeasure + IdRelay + margin.

EJEMPLO

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Type of CT 5P

On-load tap changer 0%

Auxliary winding 0%

Relay error 1%

Magnetizing current 3%

Safety margin 5%

Id/It slope to be set 19%

N.B.: Set the value to zero if there is no tap changer or auxiliary winding

Calculation tool for 87T Ids low threshold setting

Parameters to be set

Conventional values

El mínimo ajuste permitido por el relevador es 30%, por lo tanto Ids = 30% Pendiente Id/It

Type of CT 5P

On-load tap changer 0%

Auxliary winding 0%

Relay error 1%

Magnetizing current 3%

Safety margin 5%

Id/It slope to be set 20%

N.B.: Set the value to zero if there is no tap changer or auxiliary winding

Calculation tool for 87T Id/It slope setting:

Parameters to be set

Conventional values

Id/It = 20% Pendiente Id/It2:

El ajuste de la pendiente debe ser lo suficientemente alto para compensar el peor de los casos en el cual solo uno de los TC’s se satura. Típicamente, la pendiente es ajustada entre 60 y 70% Id/It = 70%

Cambio de pendiente:

Este valor se ajusta convencionalmente a seis veces la corriente nominal 6 In.

EJEMPLO

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Ajuste alto Idmax El ajuste alto se hará al 140% de la corriente de magnetización Idmax = 1.4 x 12 IN1 Idmax = 16.8 IN1

Restricción armónica

La relación entre la corriente de magnetización y la corriente nominal es 12. Como esta relación es mayor que 8/√2 se seleccionará la función de restricción armónica.

Segunda Armónica Se ajusta típicamente entre 15 y 25%. 2nd Harmonic restrain = 20%, Global (cross-blocking)

Quinta Armónica

Se ajusta típicamente entre 25 y 35%. 5th Harmonic restrain = 30% Global (cross-blocking)

Restricción al cierre

Not active Protección Diferencial ANSI 87M. Este procedimiento aplica para los relevadores de protección del alimentador de cada uno de los motores GBM-1000 y GBM-1000S. Datos del motor: Potencia: 1944.45 CP (1450 kW) Corriente nominal a plena carga: 244 A Factor de potencia a plena carga: 0.906 Eficiencia a plena carga: 94.7% Pérdidas en el motor: 100 – 94.7 = 5.3% Pérdidas en kW: 1450 x 0.053 = 76.85 kW

é76.85

√3 4.16 0.90611.77

%Ipérd / Inom = (11.77 / 244) x 100 = 4.82 % Tomando en cuenta el 10% de precision del TC y del 0.4% en el relevador:

4.82% x 1.104 = 5.32% = 0.0532 In El rango de ajuste del relevador es de 0.05 In a 0.5 In Se elige un valor de ajuste Is = 10% In = 0.1 In

EJEMPLO

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6.1 TDA-11A-1 a CCM-11A-1 a TDB-11A-1 Para CB-TR11A13 y CB-TR11A14:

Inom = 75 kVA / (0.48 kV x √3) = 90.21 A

Disparo = 1.25 x 90.21 = 108.25 A, se elige el valor inmediato superior

Para CB-TR11A11 y CB-TR11A12:

Inom = 500 kVA / (0.48 kV x √3) = 601.4 A Is (IDMT) = 1.25 x 601.4 = 752.5 A, se elige el valor inmediato superior Para REL-IPTR11A11A y Para REL-IPTR11A12A

Inom = 500 kVA / (4.16 kV x √3) = 69.4 A Is (IDMT) = 1.25 x 69.4 = 87 A El tipo de curva y los valores TMS para los relevadores, así como los valores STPU y STD se fijan de acuerdo a los elementos que protegen (por ejemplo, corriente inrush de transformadores) y a la selectividad entre dispositivos de protección:

EJEMPLO

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6.3 02-CCM-1 a 02-CCM-4 CB-02CCM4A

Inom = 1000 kVA / (0.48 kV x √3) = 1204 A

Is (IDMT) = 1.25 x 1204 = 1505 A, se elige el valor inmediato superior

Para el valor de sobrecarga de los dispositivos de protección de los circuitos alimenta-dores a T-202 y T-205, se tiene lo siguiente:

Disparo ó Is (IDMT) = 1.25 Inominal Para REL-IPT202 y REL-IPT205:

Inom = 10000 kVA / (4.16 kV x √3) = 139 A Is (IDMT) = 1.25 x 139 = 174 A, se elige el valor inmediato superior (Ajuste 0.35, para TC 500:5) El tipo de curva y los valores TMS para los relevadores, así como los valores STPU y STD se fijan de acuerdo a los elementos que protegen (por ejemplo, corriente inrush de transformadores) y a la selectividad entre dispositivos de protección:

6.4 02-CCM-1 a 02-CCM-3

CB-02CCM3A

Inom = 1000 kVA / (0.48 kV x √3) = 1204 A Is (IDMT) = 1.25 x 1204 = 1505 A, se elige el valor inmediato superior Para el valor de sobrecarga de los dispositivos de protección de los circuitos alimenta-dores a T-203 y T-204, se tiene lo siguiente:


Inom = 1000 kVA / (4.16 kV x √3) = 139 A Is (IDMT) = 1.25 x 139 = 174 A, se elige el valor inmediato superior (Ajuste 0.35, para

TC 500:5) El tipo de curva y los valores TMS para los relevadores, así como los valores STPU y STD se fijan de acuerdo a los elementos que protegen (por ejemplo, corriente inrush de transformadores) y a la selectividad entre dispositivos de protección:

EJEMPLO

15




6.5 01-CCM-1 a TDA-11A-1 REL-IP01CCM1A

Inom = 12000 kVA / (4.16 kV x √3) = 1665 A

Disparo > 1.15 x 1665 = 1917.5 A, se elige el valor inmediato superior

Para el valor de sobrecarga de los dispositivos de protección de los circuitos derivados alimentadores a CF210-TDA11A1A y CF210-TDA11A1B, en 01-CCM-1, se tiene lo si-guiente:

Disparo ó Is (IDMT) < Inominal del conductor

Se elige el valor de Is (IDMT) = 0.38 (TC 750:5) = 285 A< 297.6 A

El tipo de curva y los valores TMS para los relevadores, así como los valores STPU y STD se fijan de acuerdo a los elementos que protegen (por ejemplo, curva de daño de conductores) y a la selectividad entre dispositivos de protección:

6.6 01-CCM-1 a 01-CCM-4

De la Lista de Cargas, SC-03-110-L-LCC-001, Obtenemos el valor de LTPU e Is para los Interruptores Principales, de acuerdo a NOM-001-SEDE-2005, Art. 430- 63:

Inom = 1000 kVA / (0.48 kV x √3) = 1204 A Is (IDMT) = 1.25 x 1204 = 1505 A, se elige el valor inmediato superior



Inom = 1000 kVA / (4.16 kV x √3) = 139 A

Is (IDMT) = 1.25 x 139 = 1741 A, se elige el valor superior

El tipo de curva y los valores TMS para los relevadores, así como los valores STPU y STD se fijan de acuerdo a los elementos que protegen (por ejemplo, corriente inrush de transformadores) y a la selectividad entre dispositivos de protección:

EJEMPLO

15




6.7 01-CCM-1 a 01-CCM-3 CB-01CCM3A

Inom = 1000 kVA / (0.48 kV x √3) = 1204 A

Is (IDMT) = 1.25 x 1204 = 1505 A, se elige el valor inmediato superior



Inom = 1000 kVA / (4.16 kV x √3) = 139 A

Is (IDMT) = 1.25 x 135 = 174 A, se elige el valor superior. El tipo de curva y los valores TMS para los relevadores, así como los valores STPU y STD se fijan de acuerdo a los elementos que protegen (por ejemplo, corriente inrush de transformadores) y a la selectividad entre dispositivos de protección:

6.8 01-CCM-1 a 01-CCM-2 a 01-TDB-1

Para el valor de sobrecarga de los dispositivos de protección de los circuitos alimenta-dores a T-101, T-106, LT1100 y LT-1101, se tiene lo siguiente: Para CB-01TDB1A:

Inom = 500 kVA / (0.22 kV x √3) = 1314 A Is (IDMT) = 1.25 x 1314 = 1643 A, se elige el valor inmediato superior. Para CB-LT2100:

Inom = 500 kVA / (0.48 kV x √3) = 602 A Is (IDMT) = 1.25 x 602 = 752.5 A, se elige el valor inmediato superior

CB-01CCM2A Inom = 1000 kVA / (0.48 kV x √3) = 1204 A

Is (IDMT) = 1.25 x 1204 = 1505 A, se elige el valor inmediato superior El tipo de curva y los valores TMS para los relevadores, así como los valores STPU y STD se fijan de acuerdo a los elementos que protegen (por ejemplo, corriente inrush de transformadores) y a la selectividad entre dispositivos de protección:

EJEMPLO

15




6.9 01-CCM-1 a 02-CCM-1

Para el valor de sobrecarga de los dispositivos de protección de los circuitos alimenta-dores a CF110-02CCM1A y CF110-02CCM1B, en 01-CCM-1, se tiene lo siguiente:

Disparo ó Is (IDMT) < Inominal del conductor

Se elige el valor de Is (IDMT) = 1.8 (TC 500:5) = 900 A< 1023 A

El tipo de curva y los valores TMS para los relevadores, así como los valores STPU y STD se fijan de acuerdo a los elementos que protegen (por ejemplo, curva de daño de conductores) y a la selectividad entre dispositivos de protección:

6.10 01-CCM-1, 02-CCM-1 y TDA-11A-1 a los Motores de Media Tensión En el caso de los motores de media tensión, la protección contra cortocircuito se suministra con fusibles, los cuales fueron calculados en el documento SC-03-110-L-MC-017. La pro-tección contra sobrecorriente se da por medio de relevadores 49, que toman en cuenta la temperatura del motor, para evitar posibles daños al estator y al rotor. En este caso, los ajustes para dicha protección son los siguientes: Ib (Corriente base) se ajusta a la corriente de plena carga Ipc del motor. Es0_1 y Es0_2 (Valor inicial de aumento de temperatura para estator y para rotor) son cero si solamente se toma en cuenta la curva de daño térmico “en caliente” del rotor. TR1->2 (%Ib Umbral de cambio de curva de estator a curva de rotor). De acuerdo a la curva de daño de este motor, este valor se ajusta a 310%. Es2_1 y Es2_2 (Punto de disparo por aumento de temperatura para estator y para rotor) son 100 para motores con factor de servicio 1.00 y 132 para motores con factor de servicio 1.15. En este caso, el valor es 100. Las variables T1_1 y T1_2 (Constante de tiempo de calentamiento para estator y para rotor) se ajustan para quedar por debajo de las curvas de límite térmico del motor.

EJEMPLO

15




6.11 TDP-3 a 01-CCM-1

Para REL-01CB01 y REL-01CB02:

Inom = 12.0 MVA / (4.16 kV x √3) = 1667.4 A Imax = 13.8 MVA / (4.16 kV x √3) = 1917.5 A

Is (IDMT) > 1917 se elige el valor inmediato superior, A (Ajuste 0.8, para TC 2500:5) Para el valor de sobrecarga de los dispositivos de protección de los circuitos alimenta-dores a CF310-01CB01 y CF310-01CB01, en los tableros TDP-3 y TDP-4 se tiene lo siguiente:

Disparo ó Is (IDMT) > 1.16 x Is secundario

Is secundario = 2000 x (4.16/13.8) = 603 A Se elige el valor de la función 51 > 603 (Ajuste 0.76 para TC 800:5) El tipo de curva y los valores TMS para los relevadores, así como los valores STPU y STD se fijan de acuerdo a los elementos que protegen (por ejemplo, corriente inrush de transformadores) y a la selectividad entre dispositivos de protección:

EJEMPLO

15




7.0 GRÁFICAS DE COORDINACIÓN Esta sección contiene todas las gráficas del estudio de coordinación de protecciones. Como referencia a todas las gráficas se les asignó un prefijo que se refiere al equipo que se está analizando de acuerdo a la siguiente lista: CAP Bancos de Capacitores CCM Centro de Control de Motores (Media y Baja Tensión) MTR Motores de Media Tensión SWGR Tablero de Distribución (Media y Baja Tensión) XFMR Transformadores El estudio de coordinación de protecciones se hizo considerando que los interruptores de enlace se encuentran cerrados y que únicamente se tiene una fuente de alimentación a cada tablero, por este motivo solo se hizo una gráfica para cada fuente; por ejemplo: solo se hizo la gráfica para el transformador T-101 que alimenta al tablero 01-CCM-2 por el bus A y las protecciones del transformador T-106, que alimenta al tablero por el bus B, tiene los mismos ajustes. Para los motores de media tensión únicamente se hizo la gráfica del motor en operación y se consideró que los ajustes de las protecciones del motor en relevo son iguales, por esta razón en el nombre de la gráficas de motores que tienen relevo, al final se indican “/S”, esto se refiere a que dicha gráfica también aplica para el motor en relevo. Los motores del centro de control de motores 02-CCM-1 se consideraron exactamente iguales a los motores instalados en el 01-CCM-1, ya que son de la misma capacidad y construidos por el mismo fabricante, razón por la cual solo se hizo una gráfica para todos los motores iguales. Se deben utilizar las mismas gráficas para ver los ajustes; por ejemplo, los motores GAM-1103, GAM-1103S, GAM-2103 y GAM-2103S son considerados iguales, por lo tanto la gráfica MTR GAM-1103/S aplica para los cuatro motores. Solo se hizo una gráfica para los 4 bancos de capacitores, ya que son de la misma capacidad.

EJEMPLO

15




REL-BC11 - Phase

29464 A

CF310-BC11

0.5 1

1

10

10

100

100

1K1K

10K

10K

0.010.01

0.100.10

11

1010

100100

10001000

CURRENT IN AMPERES

CURRENT IN AMPERES

TIME IN SECONDS

TIME

IN SECO

NDS

REL-BC11 - Phase

CF310-BC11

REL-BC11 - Phase

CF310-BC11

BC-11

CF310-BC112/0 AWG/kcmil20.0 Meters

REL-BC11SQUARE D500 : 5 ASepam S80SettingsPhase Is, DT 0.4 (200A) IEEE Ext Inv, Sec. 1 Is, DT 0.9 (450A) Definite Time 0.05Ground Is, DT 0.2 (100A) Definite Time 0.05

01-CCM-1A4160 V

CB-BC11SQUARE DVR-05025-12

TCC: CAP BC-11 FASE Current Scale x 100 Reference Voltage: 4160 April 21, 2014

EJEMPLO

15




REL-BC11 - Ground

400 A

0.5 1

1

10

10

100

100

1K1K

10K

10K

0.010.01

0.100.10

11

1010

100100

10001000

CURRENT IN AMPERES

CURRENT IN AMPERES

TIME IN SECONDS

TIME

IN SECO

NDS

REL-BC11 - GroundREL-BC11 - Ground

BC-11

CF310-BC112/0 AWG/kcmil20.0 Meters

REL-BC11SQUARE D500 : 5 ASepam S80SettingsPhase Is, DT 0.4 (200A) IEEE Ext Inv, Sec. 1 Is, DT 0.9 (450A) Definite Time 0.05Ground Is, DT 0.2 (100A) Definite Time 0.05

CB-BC11SQUARE DVR-05025-12

01-CCM-1A4160 V

TCC: CAP BC-11 Tierra Current Scale x 10 Reference Voltage: 4160 April 21, 2014

EJEMPLO

15




REL-IP01CCM1A

29464 A

REL-IP02CCM1A1 - PhaseREL-IP02CCM1A2 - Phase

CF310-02CCM1A

0.5 1

1

10

10

100

100

1K1K

10K

10K

0.010.01

0.100.10

11

1010

100100

10001000

CURRENT IN AMPERES

CURRENT IN AMPERES

TIME IN SECONDS

TIME IN SECONDS

REL-IP01CCM1A

REL-IP02CCM1A1 - Phase


CF310-02CCM1A

REL-IP01CCM1A



CF310-02CCM1A

01-CCM-1A4160 V

IP-01CCM1AMERLIN GERINFG2 Fluarc

REL-IP01CCM1ASQUARE D2500 : 5 ASepam S80Settings Is, IDMT 0.77 (1925A) IEEE Very Inv, Sec. 0.85

IP-02CCM1A1

CF310-02CCM1A350 AWG/kcmil70.0 Meters

REL-IP02CCM1A1SQUARE D2000 : 5 ASepam S80SettingsPhase Is, DT 0.45 (900A) IEEE Ext Inv, Sec. 0.84 Is, DT 15 (30000A) Definite Time 0.05Ground Isr, (Sum of CT's) 0.01 (20A) Definite Time 0.6

REL-01CB01-W2SQUARE D200 : 5 ASepam S80Settings Isr, (Sum of CT's) 0.1 (20A) Definite Time 0.8

IP-02CCM1A2

REL-IP02CCM1A2SQUARE D2000 : 5 ASepam S80SettingsPhase Is, DT 0.45 (900A) IEEE Ext Inv, Sec. 0.42Ground Isr, (Sum of CT's) 0.01 (20A) Definite Time 0.4

02-CCM-1A4160 V

TCC: CCM 01-CCM-1 Fase Current Scale x 100 Reference Voltage: 4160 April 23, 2014

EJEMPLO

15




REL-01CB01-W2

400 A

REL-IP02CCM1A1 - Ground

400 A


400 A

0.5 1

1

10

10

100

100

1K1K

10K

10K

0.010.01

0.100.10

11

1010

100100

10001000

CURRENT IN AMPERES

CURRENT IN AMPERES

TIME IN SECONDSTIME

IN SECONDS

REL-01CB01-W2



REL-01CB01-W2



IP-01CCM1AMERLIN GERINFG2 Fluarc

REL-IP01CCM1ASQUARE D2500 : 5 ASepam S80Settings Is, IDMT 0.77 (1925A) IEEE Very Inv, Sec. 0.85

01-CCM-1A4160 V

REL-01CB01-W2SQUARE D200 : 5 ASepam S80Settings Isr, (Sum of CT's) 0.1 (20A) Definite Time 0.8

IP-02CCM1A1



IP-02CCM1A2


02-CCM-1A4160 V

TCC: CCM 01-CCM-1 Tierra Current Scale x 10 Reference Voltage: 4160 April 23, 2014

EJEMPLO

15




19162 A19162 A19162 A19162 A

CF140-GAM1503

0.5 1

1

10

10

100

100

1K1K

10K

10K

0.010.01

0.100.10

11

1010

100100

10001000

CURRENT IN AMPERES

CURRENT IN AMPERES

TIME IN SECONDS

TIME

IN SECO

NDS

CB-01CCM2A

CB-01CCM2C

OL-GAM1503

CB-GAM1503

CF140-GAM1503

GAM-1503

CB-01CCM2A

CB-01CCM2C

OL-GAM1503

CB-GAM1503

CF140-GAM1503

GAM-1503

CB-01CCM2ASIEMENSWLS, Size IISensor/Trip 1600.0 APlug 1600.0 ASettings LTPU, (0.4 - 1 x P) 1 (1600A) LTD-I2t, (2 - 30s) 2 STPU, (1.25 - 12 x P) 6 (9600A) STD, (0.1 - 0.4 x P) 0.2 (I^2t Out) INST, (OFF = EIP), IETU OFF

01-CCM-2A480 V

CB-01CCM2CSIEMENSWLS, Size IISensor/Trip 1600.0 APlug 1600.0 ASettings LTPU, (0.4 - 1 x P) 1 (1600A) LTD-I2t, (2 - 30s) 2 STPU, (1.25 - 12 x P) 6 (9600A) STD, (0.1 - 0.4 x P) 0.1 (I^2t Out) INST, (OFF = EIP), IETU OFF

Enlace-01CCM2

01-CCM-2B480 V

CF140-GAM15032/0 AWG/kcmil268.0 Meters

GAM-1503125.0 hpFLA = 140.0 A

OL-GAM1503SIEMENS*SIMOCODE proSettings Class 20

CB-GAM1503SIEMENSFD6Sensor/Trip 225.0 ASettings Thermal Curve (Fixed) INST (LO-HI) HI (2500A)


EJEMPLO

15




20367 A20367 A20367 A20367 A

CF110-GAM1102

0.5 1

1

10

10

100

100

1K1K

10K

10K

0.010.01

0.100.10

11

1010

100100

10001000

CURRENT IN AMPERES

CURRENT IN AMPERES

TIME IN SECONDS

TIME

IN SECO

NDS

CB-01CCM3C

CB-01CCM3A

OL-GAM1102

CB-GAM1102

CF110-GAM1102

GAM-1102

CB-01CCM3C

CB-01CCM3A

OL-GAM1102

CB-GAM1102

CF110-GAM1102

GAM-1102

01-CCM-3A480 V

01-CCM-3B480 V

Enlace-01CCM3

CB-01CCM3CSIEMENSWLN, Size IISensor/Trip 1600.0 APlug 1600.0 ASettings LTPU, (0.4 - 1 x P) 1 (1600A) LTD-I2t, (2 - 30s) 2 STPU, (1.25 - 12 x P) 2 (3200A) STD, (0.1 - 0.4 x P) 0.1 (I^2t Out) INST, (OFF = EIP), IETU OFF

CB-01CCM3ASIEMENSWLN, Size IISensor/Trip 1600.0 APlug 1600.0 ASettings LTPU, (0.4 - 1 x P) 1 (1600A) LTD-I2t, (2 - 30s) 2 STPU, (1.25 - 12 x P) 2 (3200A) STD, (0.1 - 0.4 x P) 0.2 (I^2t Out) INST, (OFF = EIP), IETU OFF

CF110-GAM1102500 AWG/kcmil152.0 Meters

GAM-1102125.0 hpFLA = 136.3 A

OL-GAM1102SIEMENS*SIMOCODE proSettings Class 20

CB-GAM1102SIEMENSFD6Sensor/Trip 225.0 ASettings Thermal Curve (Fixed) INST (LO-HI) HI (2500A)


EJEMPLO

15




19013 A19013 A19013 A

CF110-SE1201

0.5 1

1

10

10

100

100

1K1K

10K

10K

0.010.01

0.100.10

11

1010

100100

10001000

CURRENT IN AMPERES

CURRENT IN AMPERES

TIME IN SECONDS

TIME

IN SECO

NDS

CB-01CCM4C

CB-01CCM4A

CB-SE1201 CF110-SE1201

CB-01CCM4C

CB-01CCM4A

CB-SE1201 CF110-SE1201

01-CCM-4A480 V

01-CCM-4B480 V

Enlace-01CCM4

CB-01CCM4CSIEMENSWLN, Size IISensor/Trip 1600.0 APlug 1600.0 ASettings LTPU, (0.4 - 1 x P) 1 (1600A) LTD-I2t, (2 - 30s) 2 STPU, (1.25 - 12 x P) 2 (3200A) STD, (0.1 - 0.4 x P) 0.1 (I^2t Out) INST, (OFF = EIP), IETU OFF

CB-01CCM4ASIEMENSWLN, Size IISensor/Trip 1600.0 APlug 1600.0 ASettings LTPU, (0.4 - 1 x P) 1 (1600A) LTD-I2t, (2 - 30s) 2 STPU, (1.25 - 12 x P) 2 (3200A) STD, (0.1 - 0.4 x P) 0.2 (I^2t Out) INST, (OFF = EIP), IETU OFF

SE-1201

CF110-SE1201350 AWG/kcmil200.0 Meters

CB-SE1201SIEMENSFD6Sensor/Trip 250.0 ASettings Thermal Curve (Fixed) INST (LO-HI) HI (2500A)


EJEMPLO

15





28191 A


28191 A28191 A

CF310-02CCM1A

RD

CF120-GBM2201

0.5 1

1

10

10

100

100

1K1K

10K

10K

0.010.01

0.100.10

11

1010

100100

10001000

CURRENT IN AMPERES

CURRENT IN AMPERES

TIME IN SECONDS

TIME

IN SECO

NDS



FU-GBM2201

REL-GBM2201 - Phase

CF310-02CCM1A

GBM-2201

CF120-GBM2201



FU-GBM2201

REL-GBM2201 - Phase

CF310-02CCM1A

GBM-2201

CF120-GBM2201

IP-02CCM1A2


IP-02CCM1A1



02-CCM-1A4160 V

01-CCM-1A4160 V

GBM-2201720.0 hpFLA = 104.4 A

CF120-GBM22012/0 AWG/kcmil298.0 Meters

FU-GBM2201

GOULD SHAWMUTA480R, 9RSensor/Trip 200.0 ASettings 200 Amps

REL-GBM2201SQUARE D200 : 5 ASepam Series 80, M81SettingsPhase 49RMS - Es0_1, Es0_2 0Ground Isr, (CSH Sensor, 20A) 10 (10A) Definite Time 0.05Mode 1 Es2 = 120 %, T1 = 6 minMode 2 Es2 = 120 %, T1 = 6 minSwitching Mode 2 = 300 %

Enlace-02CCM1IP-02CCM1C

02-CCM-1B4160 V


EJEMPLO

15



CAPÍTULO 5 CONCLUSIONES

138



CAPÍTULO 5

5. CONCLUSIONES

5.1 Conclusiones • Como ya se indicó anteriormente, un Sistema Eléctrico tiene como objetivo proporcionar energía eléctrica a todos los mecanismos y equipos que lo requieran, ya sea que estos sean de consumo residencial, comercial o industrial. Este sistema Eléctrico, para distribuir la energía, debe diseñarse y construirse de acuerdo con las Normas, debe ser seguro, confiable, flexible y de bajo costo de mantenimiento. • El Diseñador debe tener claro, que la utilización de la energía eléctrica a niveles industriales requiere de una buena planeación, que considere desde su diseño original los aspectos de seguridad, funcionalidad, mantenimiento y crecimiento futuro. El nivel de estas características, pueden variar en función del tipo de sistema eléctrico; sin embargo siempre deben ser tomadas en consideración. • Los ingenieros dedicados al análisis y diseño de sistemas eléctricos deben tener sólidos conocimientos en ingeniería eléctrica, conocer la existencia y contenido de las normas que regulan su utilización y como responsables del diseño, contar con varios años de experiencia, para de esta forma lograr un buen diseño del sistema eléctrico. • Mi conclusión final y mi experiencia de 34 años de trabajar en Proyectos de Plantas Industriales, Proyectos IPC, desarrollando la Ingeniería de Detalle que requiere la construcción de los Sistemas Eléctricos de estas Plantas, puedo decir, sin ningún temor: “Que los egresados como Ingenieros Electricistas, de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica, del Instituto Politécnico Nacional, salen con la suficiente preparación técnica, misma que podrán desempeñar con mucho éxito en el terreno laboral, en cualquier ramo de la Ingeniería Eléctrica a la que se dediquen, solo se requiere tener la actitud y no olvidarse de los libros que fueron nuestra Base Técnica Principal”

139



5.2 Glosario (Definiciones) a) Proyecto: Es la Ingeniería que se desarrolla para materializar alguna idea de desarrollo económico o social, como pueden ser la producción de un bien o la prestación de algún servicio, mediante la utilización de cierta Tecnología.

b) Alcance del proyecto eléctrico: Comprende las obligaciones y responsabilidades que contrae el departamento eléctrico de una empresa con el cliente, dentro del cual quedan incluidos todos los documentos de Ingeniería que serán desarrollados y emitidos para revisión y aprobación del cliente. Dichos documentos contendrán la información suficiente, de acuerdo a normas y requerimientos del cliente, mediante los cuales se construirán las instalaciones eléctricas.

c) Subestaciones con secundario selectivo: Subestación compuesta por dos buses, cada bus alimentado por un interruptor de acometida y que se pueden conectar eléctricamente por un interruptor de enlace normalmente abierto. Su operación normal es “no en paralelo” y en el caso de falla de un alimentador, la subestación es aislada de esta falla y puede ser automática o manualmente conectada y alimentada al alimentador en servicio. Este esquema eléctrico con “secundario selectivo” es el diseño preferido en las plantas petroquímicas para subestaciones en baja tensión (480 volts) y en media tensión (13800 y 4160 volts).

d) Ingeniería básica: Debemos entender como “ingeniería básica” de una planta industrial o de un proyecto al conjunto de ideas que plasmadas en forma clara y precisa en planos y documentos, definen en términos generales las características técnicas, normas y requerimientos bajo los cuáles deberá desarrollarse la “ingeniería de detalle” del proyecto.

Teniendo como punto de partida las bases de licitación del proyecto o los requerimientos primarios del cliente, la etapa de desarrollo de la ingeniería básica se caracteriza por una estrecha comunicación con el cliente, visitas a plantas similares existentes, etapas de estudios, análisis, propuestas del sistema eléctrico de la planta, cotizaciones de equipo, hasta la definición completa y exacta del esquema general eléctrico reflejado en un diagrama unifilar general simplificado y en las especificaciones generales del proyecto. Estos documentos invariablemente deberán ser aprobados por el cliente.

Se debe tomar en cuenta que cualquier documento que durante la ingeniería de detalle se contraponga a lo definido en la ingeniería básica debe ser comunicado y

140



aprobado por el cliente ya que pudiera implicar una modificación al alcance original y tener implicación en tiempo y costo.

En términos generales el alcance de responsabilidades del área eléctrica de una empresa de ingeniería, para la fase de ingeniería básica, comprende el desarrollo de los siguientes documentos:

• Diagrama (s) unifilar (es). • Plano de clasificación eléctrica de áreas peligrosas. • Plano general de localización de subestaciones primarias y secundarias. • Criterios generales de diseño eléctrico. • Estimado de material (opcional).

Es importante indicar que este alcance para el desarrollo de la ingeniería básica debe ser propuesto y acordado con el cliente antes de iniciar con cualquier actividad. Otras actividades que desarrolla el líder de la disciplina eléctrica durante esta etapa son las siguientes:

• Reuniones de trabajo con el cliente. • Reuniones de trabajo internas. • Programa de ejecución y avances, para la ingeniería de detalle.

e) Ingeniería de detalle: La “Ingeniería de Detalle de una Planta Industrial” es el conjunto de documentos (Criterios de Diseño, Estudios, Memorias de Cálculo, Especificaciones de Equipo, Planos, Listas de Materiales) y Actividades que son necesarias desarrollar con el nivel de información suficiente a fin de que la Planta Industrial pueda ser construida y puesta en operación.

El alcance eléctrico de la ingeniería de detalle del proyecto de una planta industrial, puede integrarse en dos secciones: • El alcance de las instalaciones eléctricas y • El alcance de los servicios eléctricos.

El alcance de instalaciones eléctricas comprende al conjunto de sistemas eléctricos (Acometida, Subestación, Sistema de AT, Sistema de BT, Tierras, Pararrayos, Alumbrado, etc.) así como los equipos, edificios y áreas requeridas para el uso y control de la energía eléctrica.

El alcance de servicios eléctricos, comprende el listado de los documentos de ingeniería que se entregarán al cliente y que formarán la ingeniería eléctrica

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necesaria para la instalación de la obra eléctrica de la planta, los cuales comprenden:

• Estudios: Resistividad eléctrica del terreno, levantamientos, corto circuito y coordinación de protecciones. • Criterios de diseño eléctrico. • Especificaciones. • Especificación de equipo eléctrico en MT, BT. • Especificación de material. • Memorias de cálculo. • Listas de materiales. • Requisiciones de equipo y material. • Planos (Físicos de instalaciones de fuerza, control, tierras, pararrayos, alumbrado, de telefonía/voceo, sistemas de seguridad, diagramas unifilares, elementales y de interconexiones, planos de clasificación de áreas, etc.). • Planos típicos de detalles. • Actividades de apoyo a procuración (Cotizaciones, órdenes de compra, inspecciones) • Actividades de apoyo a construcción. f) Criterios de diseño: Es el documento que describe primordialmente, las Especificaciones, Normas y Códigos en función de los cuáles será elaborada la Ingeniería, indicando también las características técnicas principales de los equipos, materiales así como el origen de las fuentes de suministro y los niveles de energía eléctrica a utilizar.

5.3 Referencias y Normatividad c) Normas, Códigos y Especificaciones del Proyecto

El desarrollo de la Ingeniería de Detalle de las instalaciones eléctricas del proyecto está regido por las Normas, Códigos y Especificaciones siguientes:

• NOM-007-ENER-2004, Eficiencia energética para sistemas de alumbrado en edificios no residenciales. • NOM-013-ENER-2004, Eficiencia energética para sistemas de alumbrado en vialidades y áreas exteriores públicas. • NOM-014-ENER-2004, Eficiencia energética en motores de corriente alterna, monofásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, de uso general en potencia nominal de 0.80 a 1.500 kW. Límites, método de prueba y marcado. • NOM-017-ENER-2008, Eficiencia energética en lámparas fluorescentes compactas- Límites y métodos de prueba. • NOM-003-SCFI-2000, Productos eléctricos-especificaciones de seguridad.

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• NOM-003-SCFI-2002, Sistema general de unidades de medida. • NOM-003-SCFI-2001, Productos Eléctricos-Conductores-Requisitos de seguridad. • NOM-003-SCFI-2000, Luminarios para uso en interiores y exteriores-Especificaciones de seguridad y métodos de prueba. • NOM-001-SEDE-2005, Norma Oficial Mexicana, Instalaciones Eléctricas Utilización • NOM-002-SEDE-1999, Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores de distribución. • NOM-022-STPS-2008. Electricidad estática en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad e higiene. • NOM-025-STPS-2008, Condiciones de iluminación en los centros de trabajo. • NOM-026-STPS-2008, Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías. • NMX-J-010-ANCE-2005, Conductores con aislamiento termoplástico para instalaciones hasta 600 Volts-Especificaciones. • NMX-J-023/1-ANCE-2007, Productos eléctricos-Cajas registro metálicas de salida parte 1: Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-030-ANCE-2006, Conductores-Determinación de descargas parciales en cables de energía de media y baja tensión-Métodos de prueba. • NMX-J-035-ANCE-2001, Conductores-Alambres de cobre semiduro para usos eléctricos-Especificaciones. • NMX-J-061-ANCE-2004, Conductores-Cables multiconductores para distribución aérea o subterránea en baja tensión-Especificaciones. • NMX-J-075/1-1994-ANCE, Motores de inducción de corriente alterna del tipo rotor en corto circuito, en potencias desde 0.062 a 373 kW-Especificaciones. • NMX-J-075/3-1994-ANCE, Métodos de prueba para motores de inducción de corriente alterna del tipo de rotor en corto circuito, en potencias desde 0.062 kW. • NMX-J-118/1-ANCE-2000, Productos eléctricos-Tableros de alumbrado y distribución en baja tensión-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-123-ANCE-2005, Aceites minerales aislantes para transformadores-Especificaciones, muestreo y métodos de prueba. • NMX-J-141-ANCE-2005, Productos eléctricos, motores eléctricos verticales –especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-142-ANCE-2000, Productos eléctricos-Conductores-Cables de energía de pantalla metálica aislados con polietileno de cadena cruzada o a base de etileno-propileno, para tensiones de 5 a 115 kV. Especificaciones y métodos de prueba.

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• NMX-J-158-ANCE-2002, Empalmes-Empalmes para cables de media y alta tensión-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-169-ANCE-2004, Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia-Métodos de prueba. • NMX-J-199-ANCE-2002, Terminales-Terminales para cable aislado con pantalla para uso interior y exterior, 2.5 kV a 230 kV en corriente alterna-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-203/1-ANCE-2005, Capacitores parte 1, Capacitores de potencia en conexión paralelo-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-203/2-ANCE-2006 Capacitores parte 2, Bancos de capacitores de potencia en conexión paralelo-Especificaciones y guía para instalación y operación. • NMX-J-235/1-ANCE-2008, Envolventes-Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico Parte 1. Requerimientos generales-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-235/1-ANCE-2000, Envolventes-Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico Parte 2. Requerimientos específicos-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-266-ANCE-1999, Productos eléctricos-interruptores automáticos en caja moldeada-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-290-ANCE-1999, Arrancadores manuales, magnéticos y contactores-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-294-ANCE-2002, Conductores-Resistencia de aislamiento-Método de prueba. • NMX-J-295-ANCE-1999, Iluminación-Lámparas fluorescentes para alumbrado general-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-351-ANCE-2008, Transformadores de potencia tipo seco-Especificaciones. • NMX-J-353-ANCE-2008, Centros de control de motores-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-359-1997-ANCE, Productos eléctricos-Luminarias para áreas clasificadas como peligrosas. • NMX-J-433-ANCE-2005, Productos eléctricos-Motores de Inducción. Trifásicos de corriente alterna de tipo jaula de ardilla en potencias mayores de 353 kW, especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-438-ANCE-2003, Conductores-Cables de aislamiento de policloruro de vinilo de 75°C a 90°C para alumbrado de tableros. Especificaciones. • NMX-J-444-ANCE-2005, pruebas de alta tensión con corriente continua en el campo a cables de energía-Método de prueba.

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• NMX-J-451-ANCE-2006, Conductores con aislamiento termofijo-Especificaciones. • NMX-J-486-ANCE-2005, Conductores-cables de control y multiconductores de energía para baja tensión, no propagadores de incendio, de baja emisión de humos y sin contenido de halógenos, 500 V 90°C-Especificaciones. • NMX-J-508-ANCE-2003, Artefactos eléctricos-Requisitos de seguridad-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-510-ANCE-2003, Balastros- balastros de bajas pérdidas para lámparas de descarga de alta intensidad, para utilización en alumbrado público-Especificaciones. • NMX-J-511-ANCE-1999, Productos eléctricos-Sistemas de soportes metálicos tipo charola para cables-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-515-ANCE-2003, Equipos de control y distribución-Requisitos generales de seguridad-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-519-ANCE-2006, Conectadores- Conectadores sellados-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-534-ANCE-2005, Tubos metálicos rígidos de acero tipi pesado y sus accesorios para la protección de conductores eléctricos, especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-543-ANCE-2008, Conectadores- Conectadores para instalaciones de utilización-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-545-ANCE-2008, Iluminación-funcionamiento de las lámparas fluorescentes compactas autobalastradas-especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-548-ANCE-2008, Conectadores- Conectadores tipo empalme para instalaciones eléctricas de utilización-Especificaciones y métodos de prueba. • NMX-J-554-ANCE-2004, Roscas para tubo (conduit) y sus accesorios- especificaciones y método de prueba. • NMX-J-559-ANCE-2004, Iluminación-lamparas de vapor de sodio en alta presión-especificaciones. • NMX-J-572/1-ANCE-2005, Líquidos aislantes de alto punto de ignición para transformadores parte 1: Guía para la aceptación, manejo, almacenamiento, control, mantenimiento y tratamiento de fluidos aislantes siliconados. • NMX-J-572/2-ANCE-2005, Líquidos aislantes de alto punto de ignición para transformadores parte 2: Guía para la aceptación, manejo, almacenamiento, control, mantenimiento y tratamiento de fluidos de hidrocarburos menos inflamables. • NMX-K-109-1977, Ánodos de magnesio empleados en protección catódica.

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• NRF-010-PEMEX-2004, Espaciamientos mínimos y criterios para distribución de instalaciones industriales en centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios. • NRF-017-PEMEX-2007, Protección Catódica en tanques de Almacenamiento. • NRF-036-PEMEX-2003, Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. • NRF-047-PEMEX-2007, Diseño, Instalación y Mantenimiento de los Sistemas de Protección Catódica. • NRF-048-PEMEX-2007, Diseño, de instalaciones eléctricas en plantas industriales. • NRF-053-PEMEX-2006, Sistemas de protección anticorrosivo a base de recubrimientos para instalaciones superficiales. • NRF-070-PEMEX-2004, Sistemas de Protección a Tierra para instalaciones Petroleras. • NRF-091-PEMEX-2007, Sistemas eléctricos de Emergencia. • NRF-095-PEMEX-2004, Motores Eléctricos. • NRF-107-PEMEX-2004, Modelos electrónicos bidimensionales y tridimensionales inteligentes para instalaciones. • NRF-143-PEMEX-2006, Transformadores de distribución. • NRF-144-PEMEX-2005, Transformadores de potencia. • NRF-146-PEMEX-2005, Tablero de distribución de Media Tensión. • NRF-168-PEMEX-2006, Banco de resistencias. • NRF-196-PEMEX-2008, Cargador y banco de baterías. • NRF-168-PEMEX-2008, Banco de capacitores en media tensión. • GNT-SSNP-E002-2005 Rev. 0, Sistema de fuerza ininterrumpible tecnología ferrorresonante. • GNT-SSIME-E003-2008 Rev. 1, Sistema de fuerza ininterrumpible tecnología modulación de ancho de pulso. • GNT-SSNP-E005-2005 Rev. 01, Sistema trazado eléctrico. • GNT-SSIME-E007-2008 Rev. 1, Postes metálicos para alumbrado. • GNT-SSNP-E008-2005 Rev. 0, Rotulación de avisos y señales para equipo y sistemas eléctricos en Plantas y Subestaciones eléctricas. • GNT-SSNP-E009-2005 Rev. 0, Cable de energía en media tensión 5, 15, 25, y 35 kV. • GNT-SSNP-E019-2006 Rev. 0, Centro de Control de Motores 480 y 220 Volts. • GNT-SSIME-E020-2007 Rev. 0, Transformadores de Distribución y Potencia Tipo Seco en Resina Epóxica.

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• GNT-SSNP-E029-2006 Rev. 0, Evaluación y Penalización de Valores de garantía en Transformadores de Potencia. • 2.245.01 (1990), Control y protección de motores de inducción hasta 600 volts. • P.2.0201.01 (2003), Símbolos eléctricos.

• ANSI, American National Standards Institute. • API, RP-500, American Petroleum Institute • ICEA, Insulated Cable Engineers Association • IEEE, Institute of Electrical and Electronics Engineers • IEC, International Electrotechnical Commission • IES, Illuminating Engineering Society • NEMA, National Electrical Manufacturer’s Association • NFPA 70, National Fire Protection Association. • FAA, Federal Aviation Administration • NEC, National Electrical Code • NESC, National Electrical Safety Code. • UL, Underwriters Laboratories Listings • FM, Factory Mutual • ISA, Instrument Society of America • Especificaciones, Procedimientos y Métodos de Trabajo de ICA Fluor. • La Unidad de Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE) debe realizar el proceso de verificación del proyecto, documentando todas sus actividades e informando a PEMEX. El trabajo de la UVIE debe cumplir con los requerimientos del Procedimiento para Evaluación de la Conformidad de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, PUBLICADO EN EL Diario Oficial de la Federación el 24 de Octubre del 2006.

5.4 Bibliografía • http://www.gas.pemex.com/NR/rdonlyres/AFF4DA71-A4C2-4211-957B-AA2AA026E963/0/BAD. • http://www.pemex.com/proveedores-y-suministros/normas-referencia/Normas%20vigentes/NRF-048-PEMEX-2007.pdf

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Figura8

8 “Subestación principal SE-11A, en construcción, Proyecto Gasolinas Limpias Salina Cruz”.

148

escuela superior de ingenierÍa mecÁnica y elÉctrica

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