2513013-100-019-P-01-01-00-RV-A (AECUO.000.12.00.DTI.1.P001.BDD) REV.OAG 01.09.13

INGENIERÍA CONCEPTUAL ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA DEL CAMPO URDANETA OESTE

AECUO.000.12.00.DT1.1.P001.BDD

BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO DEL PROYECTO

REV FECHA DESCRIPCIÓN ELABORADO POR REVISADO POR APROBADO PORFIRMA DE

APROBACIÓN

A 07/13 EMISIÓN ORIGINAL

O.GRATEROL J. FERRINIM. ORDAZ

D.MELENDEZ M. ORDAZ

G.SANGUINO J. ATENCIO

GERENCIA DE EEMM PDVSA PETROREGIONAL DEL LAGO, S.A.(CODIGO DEL CLIENTE)

IDS CONSULTORES2513013-100-019-P-01-01-00


CONTENIDO

1. INTRODUCCION 4

2. OBJETIVO 5

3. ALCANCE 6

3.1. Disciplina electricidad.........................................................................6

3.2. Disciplina Civil....................................................................................7

4. UNIDADES DE MEDIDA 7

5. SISTEMA DE COORDENADAS 7

6. CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES 8

6.1. Disciplina electricidad.........................................................................8

6.2. Disciplina civil...................................................................................15

7. DOCUMENTOS Y PLANOS DE REFERENCIA17

8. IDENTIFICACIÓN Y UBICACIÓN DE LA ZONA 17

9. CONDICIONES AMBIENTALES DEL SITIO 18

10. BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO DISCIPLINA ELECTRICIDAD21

10.1..............................................................................Características eléctricas del sistema

........................................................................................................21

10.2...............................Condiciones operacionales para las dos opciones a evaluar

........................................................................................................23

10.3....................................Criterios de diseño de la línea de transmisión (Opción 1)

........................................................................................................24

10.4.............................Criterios de diseño de la subestación PDVSA/PRL (Opción 1)

........................................................................................................27

10.5.Criterios de diseño y tendido del cable sublacustre entre PDVSA/PRL y la

plataforma ICF (Opción 1)..................................................................33

10.6.............Criterios para la ampliación de la planta eléctrica existente en PPP

(Opción 2)........................................................................................36

GERENCIA DE EEMM PDVSA PETROREGIONAL DEL LAGO, S.A.

(CODIGO DEL CLIENTE) REVISIÓN A PÁGINA

IDS CONSULTORES 2513013-100-019-P-01-01-00 FECHA 07-2013 2 de 67


11. BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO DISCIPLINA CIVIL 44

11.1..........................................................................................................................................Materiales

........................................................................................................45

11.2...........................................................................................................................Cargas de Diseño

........................................................................................................49

11.3...................................................................................................Diseño en Concreto Armado

........................................................................................................56

11.4...................................................................................................Diseño en Acero Estructural

........................................................................................................59

12. ANEXOS 60

13. LISTA DE TABLAS 60

14. LISTA DE figuras 60





1. INTRODUCCION

Actualmente PETROREGIONAL DEL LAGO, explota una área del campo Urdaneta Oeste, dentro del

plan de negocios y desarrollo, se estima un crecimiento considerable de la producción de crudo,

mediante la perforacion de nuevos pozos, empleando un método de recuperación secundaria, a

travez de bombeo electrosumergible, lo que implica un aumento de la demanda de energía eléctrica,

el cual no puede ser asumido por el sistema de generación local existente. En aras de evaluar las

posibles opciones, capaces de satisfacer tal incremento. Es necesario el desarrollo de la INGENIERIA

CONCEPTUAL ALIMENTACION ELECTRICA DEL CAMPO URDANETA OESTE

Se estima que el aumento de carga eléctrica producto de la ejecución de plan de desarrollo estará en

el orden de 20 MVA.

En la actualidad la capacidad de generación total, instalada en la planta eléctrica de la plataforma

principal de producción (PPP), es de 30 MVA, a través de tres (3) turbo generadores de 10 MVA cada

uno; no obstante según según criterio de disponibilidad de las unidades de generación de N-1 (De las

tres unidades existentes una fuera de servicio), la capacidad de generación firme (potencia disponible

con una unidad fuera de servicio), es de 20 MVA.

Por otro lado, la carga total estimada por PETROREGIONAL DEL LAGO hasta el 2021, está en el

orden de los 27 MVA; razón por la cual se requiere disponer de una fuente de alimentación alterna o

complementaria a la existente, que garantice flexibilidad y confiabilidad operacional, permitiendo

cubrir toda la demanda de energía eléctrica del Campo Urdaneta Oeste de PETROREGIONAL DEL

LAGO.

Se incluye, a continuación, en la TABLA 1. el perfil de crecimiento entregado por PETROREGIONAL

DEL LAGO, que servirá de base para el diseño de las fuentes de suministro.





AÑOS

CRECIMIENTO ANUAL

(MVA)

TOTAL (MVA)

% DE CARGA

GENERADORES REQUERIDOS EN SERVICIO

MACOLLAS

OBSERVACIONES

2012 0,25 8,39 42,2 DOS GENERADORES

ICD ICD-05

2013 0,5 8,89 44,7 ICA ICA-08, 09

2014 0,75 9,64 48,4 ICD ICD-07, 08, 09

2015 0,25 9,89 49,7 ICD ICD-10

2016 1,5 11,39 57,2 IMF IMF-01, 02, 03, 04, 05

2017 3,2514,64 73,36

IMF/IMGIMF-06, 07, 08, 09, 10, 11, 12 /IMG-01, 02, 03

2018 2,016,64 83,6

IMH/IMGIMH-01, 02, 03/ IMG-

04

2019 4,020,64 69,1 TRES

GENERADORES IMH/IMG/IMIIMH-04, 05, 06/IMG-

05,06 / IMI-=1, 02, 03

2020 4,3 24,94 83,5 IMI IMI-04, 05, 06

2021 2,5 27,44 91,9 IMJ IMJ-01, 02, 03

TABLA 1. PERFIL DE CRECIMIENTO DE CARGA 2012-2021Fuente: Desarrollo propio, basado en perfil de cargas entregado por PETROREGIONAL DEL LAGO, y en hoja de datos de las turbinas de gas Solar.

2. OBJETIVO

El presente documento tiene por objeto definir las bases y criterios que regirán el desarrollo del

proyecto objeto de este documento, para lo cual se establecerán los criterios de diseño, normas,

prácticas recomendadas, especificaciones de referencia y consideraciones particulares del proyecto.





3. ALCANCE

3.1. Disciplina electricidad

Definir los conceptos base y criterios de diseño de la disciplina electricidad, para la evaluación de

las opciones siguientes:

− Opción1: Una (1) subestación eléctrica, para manejar la carga demandada producto de plan

de negocios de PETROREGIONAL DEL LAGO. Esta subestación manejará dos niveles de

tensión, 138 kV para sus circuitos de transmisión y 34,5 kV para el sistema de distribución de

PETROREGIONAL DEL LAGO.

− Opción 2: Aumento de la capacidad de generación local existente en la Planta Principal de

Producción (PPP), actualmente, de 30 MVA, conformada por tres (3) generadores de 10 MVA.

3.1.1. Limitaciones de la etapa de ingeniería conceptual

Esta etapa de la ingeniería contempla el diseño preliminar que definirá aspectos básicos de la

infraestructura requerida para las opciones evaluadas, cuyo objetivo principal será la evaluación

técnico económica de dos opciones planteadas en el punto 3.1, que permitan definir la opción mas

conveniente entre las opciones planteadas en el DSO. Diseño que estará sujeto a una definición más

precisa en las fases de la Ingeniería Básica y de Detalle, de la opción seleccionada.

3.1.2. Límites físicos del proyecto

Como límites físicos del alcance para cada opción, se tienen los siguientes:

Opción 1:

− Salida en 138 kV en la Nueva S/E PDVSA (Zulia 7).

− Línea de Transmisión aérea en 138 kV, desde subestación Zulia 7, hasta la nueva subestación

Zulia 11.

− Nueva subestación PDVSA/PETROREGIONAL DEL LAGO (Zulia 11).





− Salida en 34,5 kV en la nueva subestación Zulia 11.

− Línea sub-lacustre, en 34,5 kV, desde la nueva subestación Zulia 11, hasta la nueva macolla

ICF.

Opción 2:

− Aumento de Generación en la plataforma PPP, según criterio N-1.

− Interconexión entre la plataforma PPP y la Estación de Transición de la plataforma principal

de producción (ET-PPP).

− Interconexión o punto de entrega del gas natural en los límites de la planta eléctrica actual.

3.2. Disciplina Civil

Definir los conceptos base y criterios de diseño de la disciplina civil, para la evaluación de las

opciones siguientes:

− Opción1: Una (1) subestación eléctrica, para manejar la carga demandada producto de plan

de negocios de PETROREGIONAL DEL LAGO. Esta subestación manejará dos niveles de

tensión, 138 kV para sus circuitos de transmisión y 34,5 kV para el sistema de distribución de


− Opción 2: Aumento de la capacidad de generación local existente en la Planta Principal de

Producción (PPP), actualmente, de 30 MVA, conformada por tres (3) generadores de 10 MVA.

4. UNIDADES DE MEDIDA

Las unidades de medida usadas para el diseño serán las del Sistema Internacional (S.I.).

5. SISTEMA DE COORDENADAS

El sistema de coordenadas a utilizar para el proyecto estará referenciado al sistema común

internacional identificado como Sistema Geográfico Internacional (UTM, por sus siglas en inglés) que





corresponde al Sistema de Referencia Geocéntrico para América del Sur (SIRGAS), del cual forma

parte la Red Geodésica Venezolana (REGVEN).

6. CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES

El diseño, selección de materiales principales, consideraciones para el diseño, procura y

construcción de los circuitos de transmisión, subestación eléctrica, circuitos sub-lacustres y planta de

generación eléctrica, estarán basados en las recomendaciones de la más reciente versión de las

normas y códigos que se indican a continuación:

6.1. Disciplina electricidad

Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA)

N-201 Manual de Ingeniería de Diseño - Obras Eléctricas

N-241 Instalación de Conductores y Cables en Tuberías y Bandejas

N-253 Especificación Técnica para UPS

90619.1.052 Generadores de Emergencia

90619.1.055 Equipos UPS

90619.1.061 Selección de Relés y Fusibles de Protección

90619.1.081 Lista de Cables y Tuberías Conduit

90619.1.087 Niveles de Iluminación para Diseño

I-RE-01

K-350

Manual de Ingeniería de Riesgos - Clasificación de Áreas

Diseño e implantación de sistemas de detección de intrusos





Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN)

200 Código Eléctrico Nacional

541 Alambres y Cables Aislados Para Distribución de Energía

Eléctrica Hasta 2000 V y Cables de Control

599 Código de Protección contra los Rayos

734 Código Nacional de Seguridad en Instalaciones de Suministro

de Energía Eléctrica y Comunicaciones

Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE)

NLAV 1985 Normas Generales de Diseño para Proyectos de Líneas de

Transmisión

DNS-03.1 SE Protecciones Eléctricas

109-92 SE Sistema de Puesta a Tierra

158-88

159-88

SE Calculo Barras

SE Estructuras Metálicas

161-88 SE Servicios Auxiliares Corriente Alterna (CA)

160-05 SE Servicios Auxiliares Corriente Continua (CC)

NSP-170 SE Sistema Sintonizado Trampa de Onda

NSP-300 SE Estructuras Metálicas Celosías

NSP-372 SE Sistema Iluminación y Toma Corrientes





NSP-401 SE Distancias de Seguridad

NSP-440 SE Coordinación de Aislamiento

Design and Engineering Practice (DEP)

33.64.10.10-Gen Electrical Engineering Guidelines.

05.00.10.80-Gen Utility data electrical.

American National Standards Institute (ANSI) / Institute Of Electrical Electronics

Engineers Standards (IEEE)

C37.04 Rating Structure for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on

a Symmetrical Current Basic

C37.06 Switchgear AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a

Symmetrical Current Basic Preferred Rating Preferred Required

Capabilities for Voltage above 1000V

C37.09 Test Procedure for AC High Voltage Circuit Breakers Rated

Symmetrical Current Basis

C37.010 Application Guide for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated

on a Symmetrical Current Basis.

C37.11 Standard Requirements for Electrical Control for AC High-

Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis

C37.20.7 Guide for Testing Metal-Enclosed Switchgear Rated Up to 38

kV for Internal Arcing Faults

C37.30 Standard Requirements for High Voltage Switches





C37.32 High-Voltage Switches, Bus Supports, and Accessories-

Schedules of Preferred Ratings, Construction Guidelines and

Specifications

C37.90 Standard for Relays and Relay Systems Associated with

Electric Power Apparatus

C37.91 Guide for Protecting Power Transformers

C37.110 Guide for the Application of Current Transformers Used for

Protective Relaying Purposes

C37.122 Standard for High Voltage Gas-Insulated Substations Rated

Above 52 kV

C37.123 Guide to Specifications for Gas-Insulated, Electric Power

Substations Equipment

C50.1 Synchronous Generators, Synchronous Motors, And

Synchronous Machines In General

C50.2 Alternating-Current Induction Motors, Induction Machines In

General, And Universal Motors

C50.11 Synchronous Motors, Requirements

C50.12 Requirements, Salient-Pole Synchronous Generators

C50.13 Standard for Cylindrical-Rotor 50 Hz and 60Hz Synchronous

Generators Rated 10 MVA and Above

C50.15 Hydrogen-Cooled, Combustion-Gas-Turbine-Driven,

Cylindrical-Rotor Synchronous Generators - Requirements





C50.41 Polyphase Induction Motors for Electric Power Generating

Stations

C57.12.00 General Requirements for Distribution, Power and Regulating

Transformers

C57.13 Standard Requirements for Instrument Transformers

C57.19 Standard Performance Characteristics and Dimensions for Outdoor Apparatus Bushings

C62.11 Standard for Metal-Oxide Surge Arresters for AC Power Circuits

C84.1 Electric Power System and Equipment – Voltage Ratings (60 Hz)

80 Guide for Safety in AC Substation Grounding

81 Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Ground System

112 Test Procedure for Polyphase Induction Motors and Generators

141 Electric Power Distribution for Industrial Plants.

399 Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems Analysis

446 Recommended Practice for Emergency and Standby Power Systems for Industrial and Commercial Applications

450 Recommended Practice for Maintenance, Testing, and Replacement of Large Lead Storage Batteries

484 Recommended Practice for Installation Design and Installation of Large Lead Storage Batteries for Generating Stations and Substations

524 Guide to the Installation of Overhead Transmission Line Conductors





605 Guide Design of Substation Rigid-Bus Structures

666 Design Guide for Electric Power Service Systems for Generating Stations.

738 Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors

789 Standard Performance Requirements for Communications and Control Cables for Application in High Voltage Environments

979 Guide For Substation Fire Protection

998 Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substations

1100 Recommended Practice for Powering and Grounding Electronic Equipment.

C62.11 Standard for Metal-Oxide Surge Arresters for AC Power Circuits (> 1 kV)

National Electrical Manufacturers Association (NEMA)

MG-1 Motors and Generators

MG-2 Safety Standard for Construction and Guide for Selection,

Installation, and Use of Electrical Motors and Generators

WC-7 Cross-Linked-Thermosetting-Polyethylene-Insulated Wire and Cable for the Transmission and Distribution of Electrical Energy

WC 74 5-46 kV Shielded Power Cable For Use in the Transmission and Distribution of Electric Energy

WC-8 Ethylene-Propylene-Rubber-Insulated Wire and Cable for the Transmission and Distribution of Electrical Energy

SG4 Alternating-Current High-Voltage Circuit Breakers

TC6 Polyvinyl Chloride (PVC) Plastic Utilities Duct for Underground Installations





ICS-1 Industrial Control and Systems: General Requirements.

ICS-2 Controllers, Contactors and Overload Relays Rated 600 V

National Fire Protection Association (NFPA)

30 Flammable and Combustible Liquids Code

37 Standard for the Installation and Use of Stationary Combustion Engines and Gas Turbines.

280 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems

497 Classification of Flammable Liquids, Gases or Vapors and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas.

499 Classification of Combustible Dusts and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas.

780 Standard for the installation of Lightning Protection for System

NESC National Electric Safety Code

International Electrotechnical Commission (IEC)

60044-1 Instrument transformers - Part 1: Current transformers

60044-2 Instrument transformers - Part 2 : Inductive voltage transformers

60044-6 Instrument transformers - Part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance

60137 Insulated bushings for alternating voltages above 1 000 V

60255 Measuring relays and protection equipment

62271 High-voltage switchgear and control gear





61109 Insulators for Ac Overhead Lines with a Nominal Voltage Greater Than 1000 V - Definitions, Test Methods And Acceptance Criteria

61850 Standard for the Design of Electrical substation Automation

RUS (REA) Rural Utilities Services. Unites States Department of Agriculture.

1724E-200 Rus Bulletin. Design Manual for High Voltage Transmission Lines

1728F-811 Electric Transmission Specifications and Drawings, 115 kV Through 230 kV

API American Petroleum Institute

RP-500 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division I and Division 2

Insulated Cable Engineers Association (ICEA)

Illumination Engineering Society (IES)

Underwriters Laboratories (UL)

6.2. Disciplina civil

Las normas y códigos utilizados para la realización de la ingeniería concptual del proyecto son:

Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA)

A-211 Concreto – Materiales y Construcción

A-261 Criterios y Acciones Mínimas para el Diseño de Estructuras Industriales

HE-251-PRT Sistemas de Drenaje





JA-221 Diseño Sismorresistente de Instalaciones Industriales

JA-222 Diseño Sismorresistente de Recipientes y Estructuras

JA-251 Estructura de Concreto Reforzado – Diseño

JA-252 Diseño de Fundaciones

JB-251 Diseño de Estructuras de Acero

L-STC-001 Concrete Desing Procedure

O-201 Selección y Especificaciones de Aplicación de Sistemas Anticorrosivos de Pinturas

0602.1.414 Fundaciones para Bombas

0602.2.201 Stair Details

0602.2.221 Ladder and Safety Cage Details 450 mm Ladder

0602.2.222 Ladder Connections to Platform 450 mm Ladder

90615.1.015 Análisis Sísmico de Estructuras en Aguas Lacustres y Someras

Fondo para la Normalización y Certificación de la Calidad (FONDONORMA).

1753-06 Proyecto y Construcción de Obras en Concreto Estructural

Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN)

1618–98 Estructuras de Acero para Edificaciones. Método de los Estados Límites. (1ra Revisión)

1756-1:2001 Edificaciones Sismorresistentes. Parte 1

1756-2:2001 Edificaciones Sismorresistentes. Parte 2





1753-06 Proyecto y Construcción de Obras en Concreto Estructural

2003-89 Acciones del Viento sobre las Construcciones

2245-90 Escaleras, Rampas y Pasarelas. Requisitos de Seguridad

Otras Referencias

ACI 318-05 Requisitos de Reglamento para Concreto Estructural y Comentario

Gaceta Oficial No. 4044-88 Normas Sanitarias para Proyecto, Construcción, Reparación, Reforma y Mantenimiento de Edificaciones

AISC American Institute of Steel Construction

AWS American Welding Society

ASTM American Society for Testing and Materials.

7. DOCUMENTOS Y PLANOS DE REFERENCIA

Diagrama unifilar actual de la planta de generación en PPP.

8. IDENTIFICACIÓN Y UBICACIÓN DE LA ZONA

Las zonas que conforman las poligonales de ubicación de las diferentes instalaciones de las obras a

evaluar, para cada opción son las siguientes:

Opción 1 (Interconexión con la planta de generación Bajo Grande de PDVSA).

− La interconexión con la planta eléctrica Bajo Grande, se efectuará mediante línea de

transmisión de doble terna en 138 kV, desde la subestación “Zulia 7”, hasta la subestación

“Zulia 11”. La ruta de esta línea de transmisión recorrerá zonas rurales y suburbanas del

Municipio La Cañada de Urdaneta del Estado Zulia. Será ubicada a lo largo de un corredor

eléctrico paralelo al borde del lago, que estará dentro los tres (3) primeros kilómetros desde el

borde del lago a tierra firme, en la zona delimitada en sus extremos por la subestación “Zulia

7” y la subestación “Zulia 11”, con un recorrido estimado en 19,2 Km. Es de hacer notar, que la





construcción de la Línea entre la planta Bajo Grande de PDVSA y la subestación “Zulia 7”,

iniciará en los próximos cuatro (4) meses y se estima que estará completada para finales del

año 2014.

− Punto de salida: La S/E “Zulia 7”

− Punto de llegada: La S/E “Zulia 11”.

− Subestación Zulia 11. Estará ubicada en el sector conocido como “Don Alonzo”.

− Cable sublacustre. Estará ubicado entre la subestación “Zulia 11” en el sector “Don Alonzo” y

la plataforma de producción ICF de PETROREGIONAL DEL LAGO, con 7,01 km de recorrido,

con el 90% de su recorrido en el lecho del Lago en la zona del proyecto.

Opción 2 (Aumento de generación en PPP)

− Para el aumento de la capacidad de generación mediante la instalación de otro

turbogenerador similar a los existentes, en una plataforma satélite a ser diseñada adyacente a

PPP, ubicada en el lago, cuyas coordenadas están indicadas en la TABLA 2.

Como referencia para la ruta de la línea, y de las principales instalaciones de las opciones a evaluar,

se indican las ubicaciones geográficas específicas de las S/E’s involucradas en el proyecto:

TABLA 2. COORDENADAS DE INSTALACIONES PRINCIPALES

INSTALACIÓNCOORDENADAS CARTESIANAS (UTM)

NORTE (m) ESTE (m)

Subestacion Zulia 7 1.134.344,5 188.737,5

Subestacion Zulia 11 1.121.769,087 182.473,985

Plataforma de producción ICF (PETROREGIONAL DEL LAGO) 1.119.10,60 189.280,09

Plataforma PPP (PETROREGIONAL DEL LAGO) 1.116.200,00 194.400,00

Fuente: Informacion entragada por PETROREGIONAL DEL LAGO





9. CONDICIONES AMBIENTALES DEL SITIO

Para el Municipio La Cañada de Urdaneta:

TABLA 3. CONDICIONES AMBIENTALES

PARAMETRO VALOR

Condiciones Sísmicas

Zona3 COVENIN 2001-87

ClimaTropical

AtmósferaSalina, Polvorienta y Corrosiva

Estación: Maracaibo (F.A.V.)

Latitud10°31’ Norte

Longitud71°39’ Oeste

Altitud+0,0 m Nivel del Mar

Temperatura (ºC)

Media Anual 27,8

Máx. Media 33,1

Máx. Absoluta 37,8

Mín. Media 24,2

Mín. Absoluta 19,3

Velocidad del Viento (altura del anemómetro 12 m sobre el suelo) (km/m)

Velocidad Media 12.2

Velocidad Máx. 124,2





Dirección Prevaleciente E

Calma 0,4%

Evaporación (mm)

Media Diaria 3,4

Máx. Diaria 8,5

Mín. Diaria 0,4

Precipitación (mm)

Media Anual 807

Media Anual Máx. 863

Media Anual Mín. 252

Máx. en 24 horas 1566

Máx. en 10 minutos 28,5

Humedad Relativa (%)

Media 77

Máx. Media 94

Mín. Media 52

Máx. Absoluta 100

Mín. Absoluta 20

Radiación (cal/cm2 día)

Media 405

Máx. Absoluta Día 570

Mín. Absoluta Día 107





Insolación (horas)

Media 7,6

Máx. 12,0

Mín. 0

Nubosidad (octavos)

Media Anual 7,1

Niebla (Días)

Total Anual 0

Visibilidad Anual (km)

Media Anual 17

Días de Tormenta (nivel Ceraúnico de la Estación F.A.V. La Cañada) (Días)

Total Anual 118,9

Fuente: Registros de Estación Meteorológica de La Cañada (F.A.V.).

10. BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO DISCIPLINA ELECTRICIDAD

10.1. Características eléctricas del sistema

Para los efectos del diseño eléctrico de las instalaciones que serán evaluadas como parte de esta

ingeniería, en la TABLA 4 se incluyen las principales características de cada nivel de tensión:

TABLA 4. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL SISTEMA

LÍNEA DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIÓN PDVSA/PETROREGIONAL DEL LAGO A NIVEL DE 138 kV

Tensión nominal de la red 138 kV

Tensión máxima de operación 145 kV





Nivel de aislamiento al impulso (BIL) 650 kV

Máximo nivel de diseño de cortocircuito 40 kA

Sistema de tierra sólidamente puesto a tierra

Frecuencia nominal 60 Hz

SUBESTACIÓN PDVSA/PETROREGIONAL DEL LAGO Y SALIDAS A NIVEL DE 34,5 kV

Tensión nominal de la red 34,5 kV

Tensión máxima de operación 38 kV



Sistema de tierra sólidamente puesto a tierra


AMPLIACIÓN DE GENERACIÓN A NIVEL DE 12,47 kV

Tensión nominal de la red 12,47 kV

Tensión máxima de operación 13,1 kV



Sistema de tierraPuesto a tierra por alta impedancia (200 A x Generador)


La actual planta eléctrica, ubicada en la Plataforma Principal de Producción (PPP), está conformada

por tres (3) turbogeneradores a gas, Solar Mars 100, conectados a dos barras con interruptor de

enlace normalmente abierto, en 12,47 kV, con una demanda actual de 8,39 MVA.





La potencia estimada de la planta, según datos de Solar Turbines, en condiciones ISO (a nivel del

mar, 60 oF, y 60% humedad), aplicando los factores de reducción por temperatura máxima del sitio,

es de 29,85 MVA. Ver estimado en la TABLA 5.

TABLA 5. ESTIMADO DE POTENCIA EN SITIO – PLANTA ACTUAL PPP

PLANTA ELÉCTRICA EXISTENTE EN PPP DE PETROREGIONAL DEL LAGO

Turbogeneradores a gas SOLAR MARS 100

Número de unidades 3

Capacidad o potencia ISO por unidad de generación 11430 kW

Reducción de potencia por temperatura0,14

1600,2 kW

Consumo propio0,07

800,1 kW

Reducción por ensuciamiento cíclico0,05

571,5 kW

Factor de potencia 0,85

Potencia neta disponible por unidad8,46 MW

9,95 MVA

Potencia neta total25,37 MW

29,85 MVA

Fuente: Desarrollo propio basado en datos publicados por el fabricante de las turbinas Solar y en factores típicos.





10.2. Condiciones operacionales para las dos opciones a evaluar

Las condiciones operacionales, definidas a continuación, permitirán establecer las características

mínimas de diseño de las dos opciones, orientadas básicamente al mismo objetivo, e igualando en lo

posible sus estados operativos, que permitan efectuar la comparación técnico-económica en

condiciones similares. Basado en lo anterior las condiciones operacionales de las dos opciones son:

Opción 1, esta opción constituye una alimentación alterna a la planta de generación existente con

criterio de disponibilidad N-1, para la primera contingencia mayor, que en este caso será perder

uno de los alimentadores en cualquier parte del recorrido desde la subestación “Zulia 7”. Su

operación estará sincronizada y conectada en paralelo entre el sistema de la subestación “Zulia

7” y con el sistema correspondiente a la planta eléctrica de PPP (Conexión que no forma parte de

este alcance), lo cual facilita el respaldo o toma de carga por cualquiera de las dos fuentes,

según limitaciones de este diseño.

Opción 2, constituye una alimentación dedicada, desde la planta eléctrica existente, sin

alimentación alterna, con criterio de disponibilidad N-1, cuya primera contingencia mayor será

perder una de las unidades de generación.

Para cualquiera de las dos opciones, al ocurrir una segunda contingencia, será necesario el bote de

carga.

10.3. Criterios de diseño de la línea de transmisión (Opción 1)

La línea de transmisión contemplada como parte de la opción 1, en 138 kV será diseñada y estimada

según los siguientes criterios:

Niveles de tensión : 138 kV

Números de circuitos : 2 (Doble terna)

Tipo de estructuras : Autosoportantes en celosía

Disposición de los circuitos : Vertical (D.T.)





Conductores : AAAC

Calibre de los conductores : según requerimientos de carga

Cables de guarda : 2 (Doble terna)

Tipo de cable de guarda : 1 tipo OPGW / otro de Alumoweld 7 No. 9

Material de los aisladores : Porcelana o poliméricos

La resistencia de puesta a tierra de las estructuras de la línea de transmisión será inferior a 20

Ohmios.

Capacidad de Diseño de las Líneas de transmisión: Según estimaciones de PETROREGIONAL DEL

LAGO, la demanda máxima estimada hasta el 2021 será de 27,44 MVA (ver TABLA 1.), por lo cual la

sub-estación Zulia 11 tendrá una capacidad de transformación instalada de 2x25/33 MVA, OA/FA,

con criterio N-1, lo cual define para cada terna, una demanda estimada NORMAL de 13,72 MVA;

considerando como condición de emergencia 27,44 MVA, lo cual solo puede ocurrir en el caso de

“Blackout” o pérdida total de la planta eléctrica en PPP. No obstante lo anterior, dado que 27,44 MVA

para 138 kV, es una potencia pequeña, se propone el uso del conductor AAAC 6201-312,8 kcmil

(denominación comercial Butte), el cual fue utilizado en el proyectos anteriores de

PDVSA/CORPELEC (entre la subestación los Claros de CORPOELEC y la subestación 54 de

PDVSA), cuyos cálculos de capacidad térmica superan los 60 MVA con temperaturas por debajo de

53 ºC (es de hacer notar que la norma CADAFE NL-AV permite el uso de conductores hasta 75 ºC en

condiciones normales y hasta 100 ºC en condiciones de emergencia). Cabe destacar que

conductores de menor diámetro o calibre, no cumplen por límites por efecto corona y radio

interferencia. Las potencias aquí indicadas (13,72 y 27,44 MVA), se usarán en las próximas etapas de

este proyecto, para los cálculos electromecánicos, los cuales deben garantizar la operación de la

línea dentro de los límites de separación a tierra y flecha máxima. Este conductor será utilizado en

esta etapa de ingeniería conceptual, y será confirmado en futuras etapas, según los estudios de flujo

de carga, basado en los perfiles de tensión y pérdidas calculadas.





El diseño básico de la línea, se desarrollará basado en las condiciones particulares de la zona y

ubicación especifica de la línea, para lo cual los datos que aplican son:

Altitud promedio de la línea: nivel del mar

Ángulo de ataque del viento: perpendicular a la línea

Latitud: 20°N

Azimut promedio de la línea: 270°

Coeficiente de emisividad: 0,5

Coeficiente de absorción: 0,5

El cálculo térmico para el conductor de la línea, que se debe efectuar en la etapa de ingeniería

básica, para el diseño y cálculos electromecánicos de la línea, estará basado en las normas CADAFE

NL-AV 1985 y la IEEE-738, de cuyas normas se destacan los siguientes criterios:

La temperatura de operación normal del conductor no superará los 75°C.

La temperatura de operación del conductor no excederá 100°C por más de 600 horas al año

durante la vida útil de la línea.

La temperatura del conductor no permitirá durante la vida útil de la línea (20 años) una pérdida de

rigidez mecánica mayor al 10% de su valor original.

La temperatura de operación del conductor en Régimen Normal y de Emergencia estará acotada por

los valores que resulten de la condición de transmisión de potencia normal y de emergencia

respectivamente, de acuerdo a las condiciones ambientales de la zona, partiendo de:

Condiciones para el caso de operación normal:

− Temperatura ambiente media máxima: 33,1°C.

− Viento: 2.194 km/h (CADAFE NL-AV 1985 Sección VI.1.3.3).





− Ángulo de ataque del viento: perpendicular a la línea.

Condiciones para el caso de operación de emergencia:

− Temperatura ambiente media: 27.8°C.

− Viento: 3.291 (CADAFE NL-AV 1985 Sección VI.1.3.3)

− Ángulo de ataque del viento: perpendicular a la línea.

10.4. Criterios de diseño de la subestación Zulia 11 (Opción 1)

La subestación Zulia 11, será una subestación conformada por dos (2) transformadores de potencia

con relación de transformación de 138/34,5 kV, con una potencia nominal de 25/33/42 MVA

OA/FA/FA cada uno. Según los resultados del estudio de flujo de carga, basados en los resultados de

regulación de tensión, se determinara la necesidad de especificar los transformadores con

cambiadores de tap de 33 pasos bajo carga automática/manual en el lado de alta tensión (primario)

con los siguientes límites: –15% y +5%; en todo caso como mínimo los transformadores deberán

disponer en el lado alta tensión (primario) de un cambiador de TAP de 5 pasos con los siguientes

límites: -5% y +5%. Los transformadores de potencia serán Dyn11.

El esquema de la subestación en el lado de 138 kV, esta conformado por barra simple seccionada,

con interruptor de enlace, normalmente abierto. Se contemplan dos salidas de línea equipadas en

138 kV, para su alimentación proveniente desde la subestación “Zulia 7”, dejando espacio para dos

salidas futuras. La subestación, hasta sus salidas del secundario de los transformadores, será del tipo

“Bajo Perfil”, el cual es el esquema típico para subestaciones de uso exterior (Outdoor) en terrenos de

bajo costo de adquisición.

La conexión del secundario de los transformadores se efectuará mediante cables, hasta las entradas

del Switchgear, que será del tipo uso interior, con tecnología Gas Insulated Switchgear (GIS), la

capacidad minina de los interruptores será de 695 A (basado en la corriente máxima de los

transformadores con las dos (2) etapas de enfriamiento), no obstante por razones de fabricación

estándar de estos equipos se utilizarán las capacidades mínimas disponibles, según el fabricante o

suplidor que sea seleccionado. Estas capacidades nominales, según catalogo Siemens para sus





equipos 8DA10 y 8DB10, para 38 kV nominal, a nivel de barras es de 4000 A y a nivel de los

interruptores es de 2500 A.

Se contemplan cinco (5) salidas equipadas para las dos barras de la subestación y espacio para dos

(2) salidas adicionales por cada lado de la subestación. Las cinco salidas equipadas corresponden a

los alimentadores 1 y 2, al interruptor de enlace y las dos salidas en 34,5 kV para la alimentación de

la plataforma ICF del sistema de distribución de PETROREGIONAL DEL LAGO. La capacidad

mínima requerida para estas dos salidas, desde el punto de vista de los interruptores no es limitante,

ya que como está indicado el frame mínimo de estos interruptores es de 2500 A, lo cual supera los

27,44 MVA correspondientes a la demanda máxima, que podrían ser suministrados por cada salida

de línea en el caso de “Blackout” de la planta de generación en PPP, o que se saque de operación la

planta por alguna razón.

En el caso de cables submarinos, se debe hacer el estimado de la carga normal, considerando un

generador fuera de servicio en la planta de generación en PPP, lo cual según la TABLA 5, se estima

que la capacidad de cada unidad de generación en sitio es de 8,46 MW. Basado en lo anterior, al

tener dos (2) unidades en servicio por la pérdida de una (1), según criterio N-1, en las unidades de

generación, la potencia máxima disponible en la planta PPP será de 16,92 MW (19,90 MVA con un

factor de potencia de 0,85); por lo cual la potencia a suministrar por las dos salidas en 34,5 kV, será

igual a 27,44 MVA – 19,90 MVA = 7,54 MVA (potencia de diseño para selección del cable submarino

de las dos salidas); por lo cual cada circuito sublacustre en condiciones de N-1 en la planta de

generación de PPP, debe tener capacidad para 3,77 MVA (7,54 MVA/2). Según lo anterior la corriente

o carga en amperios a manejar por cada circuito será de 63,1 A.

El arreglo de la subestación a nivel de 34,5 kV, será de barra simple seccionada, con interruptor de

enlace normalmente abierto.




Omar Graterol, 01/09/13,

Este párrafo, que se refiere a laseleccion de los cables sublacustres, lo poedemos eliminar, ya que la tabla 6 se dan los datos para las diferentes contengencias y se selecciona en cable 350kcmil; que soporta la perdidaa de dos generadores y un circuito sublacustre. VEO QUE LA REDACCION ESTABAORIENTADA A LA OPCION EN PARALELO u OPCION COMBINADA.


10.4.1. Sistema de protección y control

El sistema de protección y control será del tipo numérico de la mejor tecnología de vanguardia y

estructurado dentro de la norma IEC-61850 y estará ubicado en la caseta de adquisición de datos de

la S/E.

10.4.2. Sistema de servicios auxiliares de corriente alterna

El sistema de servicios auxiliares corriente alterna (C.A.) de la subestación, estará alimentado por dos

(2) bancos de transformadores 34,5/0,208 kV del tipo intemperie ubicados en el patio de 34,5 kV, con

una capacidad mínima instalada de 75 kVA; capacidad que debe ser ratificada según los estudios de

carga de servicios auxiliares de C.A. que deben desarrollarse durante las siguientes etapas del

proyecto.

10.4.3. Sistema de servicios auxiliares de corriente continua

Los servicios auxiliares de corriente continua (C.C.), estarán alimentados por dos rectificadores de

208 Vca, con capacidad mínima de 100 A C.C. El banco de baterías será de Níquel Cadmio, con una

capacidad de 300 A-H, valores que deben ser ratificados durante los estudios de carga de servicios

auxiliares de C.C. que deben desarrollarse durante las siguientes etapas del proyecto.

10.4.4. Sistema de puesta a tierra y apantallamiento

El sistema de puesta a tierra y el apantallamiento de los nuevos equipos deben ser debidamente

contemplados para lograr la adecuada protección de las instalaciones. Se debe incluir la conexión

con la malla de tierra de todos los equipos. El sistema de apantallamiento se desarrollará según la

IEEE-998, aplicando el método de evaluación electrogeométrico. No se acepta el uso de pararrayos

de la tecnología emisión temprana (Early Streamer Emission).

10.4.5. Sistema de alumbrado

El alumbrado exterior se deberá contemplar en todas las áreas de los dos patios que conforman la

subestación.





Los criterios de diseño para la iluminación requerida en la Subestación están basados en la

especificación para el diseño de los sistemas de iluminación y tomacorrientes N° NS-P-372 de las

normas para proyecto de Subestaciones de CADAFE.

Esta norma comprende lo referente a ambiente interiores y exteriores.

Según la fuente de alimentación se tendrá una iluminación normal y otra de emergencia.

Iluminación Normal, consiste en aquella iluminación producida por equipos de alumbrado alimentados

de fuente de tensión alterna en 208/120 Vca. Se realizará con luminarias de cuatro (4) lámparas

fluorescentes. Se utilizarán luminarias fluorescentes instaladas a 70 cm por debajo de la superficie

interna del techo. Los niveles mínimos de iluminación serán los descritos a continuación:

Iluminación Normal Interior

− Casa de Mando en superficies de tableros 300 lux

− Sala de baterías 100 lux

Iluminación Normal Exterior

Se hará mediante reflectores de 2000 W METAL HALIDE, instalados en torres de celosía de 15 m de

altura, lo cual permite un nivel mínimo de iluminación sobre el área de trabajo (1,70 m) de 50 lux

medidos en el punto medio de la proyección de la línea imaginaria trazada entre dos (2) torres

adyacentes cualquiera.

Para la zona de estacionamiento se utilizarán luminarias colocadas en postes de iluminación

manteniendo un nivel luminoso mínimo de 15 lux.

Se diseñará un sistema de encendido y apagado automático por medio de una fotocelda, que

comandará un contactor ubicado en una caja NEMA 4, tipo exterior a ser instalado en una de las

estructuras o torres de iluminación, se deberá colocar un selector de tres posiciones: automático,

desconectado y manual.





Iluminación de Emergencia, esta iluminación se logrará por medio de lámparas incandescente

conectadas al sistema de alimentación en corriente continua.

Iluminación Emergencia Interior

− Los niveles mínimos de iluminación de emergencia son las siguientes:

− Casa de Mando 100 lux

− Sala de baterías 100 lux

Iluminación de Emergencia Exterior

− Se realizará por medio de dos (2) trípodes portátiles, que llevarán dos (2) reflectores de 250 W

cada uno, los cuales podrán conectarse a las tomas de corriente continua que se encuentran

distribuidas en el patio de la subestación. La longitud mínima del cable de conexión será de 10

m.

Metodología de Cálculo de la Iluminación, para el cálculo de la iluminación interior se usará el Método

de la Cavidad Zonal, y para la iluminación exterior el Método Punto por Punto, ambos extraídos del

Manual de Alumbrado de la WESTINGHOUSE.

10.4.6. Sistema de Tomacorrientes

En el diseño se deberán satisfacer los siguientes requisitos:

Interiores

− En la caseta de adquisición de datos, se distribuirán convenientemente, tomacorrientes

monofásicos de 120 Vca. y trifásico de 208 Vca. de manera que pueda conectarse cualquier

aparato con una extensión de longitud máxima de 10 m.

− En la caseta de adquisición de datos se instalarán tomacorrientes en corriente continua. Los

tomacorrientes para cada tipo de tensión alterna y continua tendrán entradas de conexión

diferentes y estarán perfectamente identificados de tal forma que sea imposible la conexión

por error de equipos que trabajen con tensión que no corresponda.





Exteriores

− En el patio de la subestación se colocarán cajas estancas tipo intemperie, donde se alojarán

los tomacorrientes para tensión alterna monofásica de 120 Vca, para tensión alterna trifásica

208 Vca, para corriente continua de 125 Vcc.

− La capacidad de las tomas será tal que puedan garantizar el buen funcionamiento de los

equipos a ser utilizados. La capacidad mínima de las tomas será de 20 A.

− En los gabinetes tipo intemperie se colocarán colocarse tomas de corriente similares a los

descritos en los puntos anteriores.

10.4.7. Sistema de televigilancia (CCTV) y sistema de detección de intrusos (SDI)

El sistema de televigilancia (CCTV) permitirá realizar las actividades de seguimiento y vigilancia

electrónica de las instalaciones las 24 horas del día, así como la integración de la información

manejada para su visualización en la sala de control especificada por PETROREGIONAL DEL LAGO.

El sistema de CCTV debe cumplir con las leyes y regulaciones de Venezuela y su diseño debe

integrar la recopilación de señales del SDI, según recomendaciones y especificaciones de la norma

PDVSA K-350.

Los componentes del Sistema CCTV deberán ser integrados vía protocolo TCP/IP Ethernet a la

plataforma Lenel OnGuard, para que puedan comunicarse entre sí e interactuar en conjunto,

programando rutinas de monitoreo, secuencias de enfoque y grabado, en el caso de la ocurrencia de

eventos. Para lograr este objetivo, las señales serán monitoreadas en la sala de control definida por


El sistema de CCTV debe basarse en una plataforma de hardware/software con arquitectura de

sistema distribuido, para realizar instalaciones de video, aprovechando la infraestructura de las redes

Ethernet. El mismo estará conformado por: una estación de trabajo, un servidor/grabador de video

digital, un administrador del sistema, una consola de visualización de video, una unidad de control de

cámara (Joystick), cámaras fijas, domos motorizados, cámaras tipo PTZ con wiper, monitores tipo





cubo (display wall) y demás componentes necesarios para la correcta operación y puesta en marcha

del sistema.

El sistema deberá ser capaz de monitorear las instalaciones de las áreas externas de la subestación

a través del uso de cámaras de video fijas y giratorias. Para las áreas externas perimetrales se

consideraron cámaras día y noche tipo PTZ con “wiper” (autolimpiante), con el fin de facilitar la

limpieza de los protectores de lentes.

El sistema de CCTV deberá permitir que las imágenes digitales provenientes de las diferentes

cámaras ubicadas en las instalaciones, sean grabadas en la sala de control definida por

PETROREGIONAL DEL LAGO. La grabación de video se hará digitalmente a través de un servidor

de video digital. El sistema de grabación de video digital deberá integrarse totalmente con la

Plataforma “Lenel On Guard”, de manera de permitir ejercer funciones de visualización, grabación,

búsqueda y procesamiento de video.

10.4.8. Sistema de telecomunicaciones

La S/E “Zulia 11”, se equipará con equipos de Telecomunicaciones con multiplexores de tecnología

digital sincronizada, o como se conoce por su nombre y siglas en ingles “Synchronous digital

hierarchy (SDH)” compatibles con los del sistema de comunicaciones asociados, que serán definidos

por PETROREGIONAL DEL LAGO.

10.5. Criterios de diseño y tendido del cable sublacustre entre

PDVSA/PETROREGIONAL DEL LAGO y la plataforma ICF (Opción 1)

El cable sublacustre a utilizar, según prácticas de PETROREGIONAL DEL LAGO, y disponibilidad del

cable por estandarización, es del tipo submarino, “Serie 80000”, se evaluarán los tamaños 4/0 (120

mm2) y 350 kcmil (185 mm2), de aluminio tipo armado de tres (3) conductores. La distancia estimada

para este tendido es de 7,01 km. Se utilizara un (1) conductor por fase.

Es importante destacar, que según tablas de ampacidad publicadas por ABB en el boletín técnico

“XLPE Submarine Cable Systems User Guide”, basadas en cálculos según la IEC-60287, para cables





submarinos, 3x1C, de aluminio, un cable de 120 mm2 (Equivalente al 4/0) tiene ampacidad de 265 A y

el de 185 mm2 (Equivalente a 350 kcmil), tiene una ampacidad de 335 A.

Las condiciones de los cálculos de ABB para determinar la ampacidad, fueron las siguientes:

Temperatura en el fondo del lago 20°C.

Profundidad de tendido en el lecho del lago 1,0 m.

Resistividad térmica del lecho del lago 1,0 k x m/W.

Se incluye en el Anexo 1. “Tabla copiada del Boletín técnico de ABB XLPE Submarine Cable Systems

User Guide”, como una referencia de la ampacidad referida en el párrafo anterior.

Basado en lo anterior, y según las contingencias visualizadas se plantea la selección del cable

sublacustre, cuyos datos para la selección se incluyen en la TABLA 6.

TABLA 6. DATOS Y CONTINGENCIAS PARA SELECCIÓN DEL CABLE SUBLACUSTRE – TRAMO S/E. ZULIA 11 / PLATAFORMA ICF

DATOS PARA LA SELECCIÓN DE CABLE SUBLACUSTRE ENTRE SUBESTACIÓN PDVSA/PETROREGIONAL DEL LAGO Y LA PLATAFORMA

ICF

DATOS VALORES UNIDADES OBSERVACIONES

Números de circuitos sublacustres

2

Tensión del sistema 34,5 kV

Demanda máxima 27,44 MVA

Potencia a manejar por la S/E Zulia 11

con la pérdida de un (1) generador

7,54 MVA

Potencia a manejar por la S/E Zulia 11

con la pérdida de dos (2) generadores

17,49 MVA





Corriente a manejar por S/E Zulia 11 con la pérdida de dos (2)

generadores

292,70 A

Caso Base del Diseño, para

selección del cable, al perderse

adicionalmente un circuito sublacustre, requiere el conductor

350 kcmil.Corriente a manejar

por cada circuito sublacustre con la pérdida de dos (2)

generador

146,35 A Puede manejarse con cable 4/0 AWG,

con los dos (2) circuitos sublacustres

en servicio.

Corriente a manejar por S/E Zulia 11 en

caso de BLACKOUT en PPP

459,21 A

Opción de mayor confiabilidad, para la cual el cable de 350

kcmil también cumple, estando los

dos circuitos en servicio.

Corriente a manejar por S/E Zulia 11 con la pérdida de un (1)

generadores

126,18 A Puede manejarse con el cable 4/0

AWG, con los dos (2) circuitos sublacustres

en servicio.Corriente a manejar

por cada circuito sublacustre con la pçerdida de los un (1) generadores

63,09 A Puede manejarse con el cable 4/0

AWG, con los dos (2) circuitos sublacustres

en servicio.

Según lo anterior, se selecciona el cable de 350 kcmil (1 cable por fase), para los circuitos

sublacustres en el caso de la opción combinada. En el caso de la la opción 1 base (No combinada

con la planta PPP), se requieren dos cables por fase para cada circuito sublacustre. En el Anexo 2.

“Especificaciones del cable submarino 3x350 MCM – Utilizado por PDVSA y Fabricado por CABEL”

se incluyen las especificaciones de fabricación de este cable.

Además de los datos anteriores, y las características particulares del cable utilizar es importante

considerar la capacitancia del cable, que ayuda a la regulación de tensión.





En todo caso, con el estudio de flujo de carga que será modelado en el ETAP por Servicios Eléctricos

de PDVSA, se debe verificar el uso del conductor propuesto. Como referencia, a continuación, en la

TABLA 4, como referencia, se incluyen las características de los Cables Submarinos evaluados (4/0

AWG y 350 kcmil), según datos tomados de catálogo de ABB. El cable usado por PDVSA es

fabricado por CABEL con especificaciones de PDVSA, y sus características no están disponibles al

público; no obstante Servicios eléctricos de PDVSA dispone de la información, que se requiere para

la modelación.

TABLA 1. CARACTERÍSTICAS DE LOS CABLES 3X4/0 AWG Y 3X350 kCMIL- SUBMARINO DE ALUMINIO, TIPO ARMADO SEGÚN CATÁLOGO DE ABB

CABLE

TENSIÓN

NOMINAL

(kV)

TENSIÓN

MÁXIMA

(kV)

SECCIÓN

TRANSVERSAL

(mm2)

DIÁMETRO

(mm)

DIÁMETRO

EXTERIOR

(mm)

PESO

(kg/m)

CAPACITANCIA

(F/km)

CORRIENTE

CAPACITIVA

POR FASE A

60 Hz (A/km)

INDUCTANCI

A(MH/km)

4/0 45 52 120 12,6 112 20 0,19 1,6 0,42

350

kcmil45 52 185 15,8 119 22,7 0,22 1,8 0,39

10.6. Criterios para la ampliación de la planta eléctrica existente en PPP

(Opción 2)

10.6.1. Características de la planta eléctrica existente

La planta eléctrica existente, está integrada por tres unidades turbogeneradoras cuyas características

principales son las siguientes:

Elemento motriz: Turbinas a gas / Diesel (Duales)

Fabricante : SOLAR TURBINES

Modelo : Mars 100





Capacidad o potencia ISO : 11,430 kW

Consumo de combustible : 10,365 Btu/kWh

Eficiencia : 32,9%

Número de unidades instaladas : 3

Arreglo de la turbinas: Ciclo simple

Arranque de las turbinas : Motor de combustión interna

Generación neta máxima por unidad : 8,37 MW ( 9,3 MVA con FP 0,9)

Generación neta máximo total (3 unidades en servicio) : 25,11 MW ( 27,9 MVA con FP 0,9)

Potencia neta total estimada : ver TABLA 5.

10.6.2. Características de la subestación de la planta eléctrica existente

La subestación de la planta eléctrica existente, está conformada por dos barras de generación en

12,47 kV, en una de las barras, identificada en el diagrama unifilar como SB-100-001 Bus 1, están

conectados dos generadores y en la otra barra, identificada como SB-100-001 Bus 2, está conectado

el tercer generador. Los interruptores de entrada de los generadores y del enlace de barras son de

1250 A, con tecnología GIS fabricados por Siemens, modelo 8DA10. El interruptor de enlace opera

normalmente abierto. Adicionalmente, existen seis salidas de línea equipadas, con interruptores de

1250 y 800 A. En el Anexo 3. “Especificaciones del panel de interruptores fabricado por Siemens

existente en la planta eléctrica PPP”, se incluyen las especificaciones de de estos equipos según

información entregada por Petroregional del Lago.

Los generadores están puestos a tierra por medio de una resistencia de puesta a tierra con limitación

a 200 A.

No existe espacio para salidas o instalaciones adicionales; por lo que cualquier ampliación debe

considerar la construcción de una plataforma de ampliación, considerando la factibilidad de

reubicación de la carga de alguna de las salidas, para permitir la instalación de un enlace con el




0.5 0.75 0.251.5

3.252

4 4.32.5

8.899.64 9.89

11.39

14.64 16.64

20.64

24.94 27.44

0.751.5 1.75

3.25

6.58.5

12.5

16.8

19.319.90 19.90 19.90

19.90 19.90 19.90 19.90 19.90 19.90

29.85 29.85 29.85 29.85 29.85 29.85 29.85 29.85 29.85

0

5

10

15

20

25

30

35

AÑO 2013 AÑO 2014 AÑO 2015 AÑO 2016 AÑO 2017 AÑO 2018 AÑO 2019 AÑO 2020 AÑO 2021

ICD/ICA IMF IMF/IMG IMH/IMG IMH/IMG/IMI IMI/DIL IMJ/ICC

MV

A

Años/Macollas

Proyección de la Demanda de PRL Hasta el año 2021Ampliación Planta Eléctrica

Crecimiento por Año

Demanda Total

Crecimiento Acumulado

Capacidad Firme Actual (N-1)

Capacidad Firme planta Ampliada (N-1)


Switchgear existente para la ampliación de la capacidad de generación, propuesta como parte de la

opción 2.

10.6.3. Criterios particulares de diseño para la planta eléctrica.

Potencia de diseño 27,44 MVA.

Las unidades a considerar para la ampliación de la planta serán de la misma tecnología,

fabricante, modelo, y características eléctricas de las unidades existentes.

Arreglo: Ciclo simple.

Criterio de disponibilidad: N-1.

Número de unidades a considerar: 2 adicionales (Total 5).

Potencia neta de la planta ampliada: ver Figura 1.

FIGURA 1. PLANTA ELÉCTRICA PPP, CON UNA UNIDAD ADICIONAL– BALANCE DE CARGA/DEMANDA





Como se puede ver en la Figura 1., con una unidad y según criterio N-1, se cubre la demanda

máxima hasta el año 2021, según perfil de cargas incluido en la TABLA 1. Además se determina la

necesidad en el tiempo de la entrada de la unidad requerida para la ampliación, según lo cual la

unidad debe estar instalada para finales del año 2018.

El generador debe equiparse con su resistencia de puesta a tierra, para limitar la corriente de

falla a tierra a 200 A.

Las características técnicas del sistema de puesta a tierra (voltaje de paso, voltaje de toque,

resistencia de puesta a tierra y sobrevoltajes por fallas a tierra), se seleccionarán de acuerdo con

las simulaciones del sistema de potencia y los valores permisibles de corriente dados por los

fabricantes y en especial cumpliendo con las recomendaciones de la IEEE-32.

El diseño debe contemplar la puesta a tierra y equipotencialización de todas las estructuras de

las unidades de generación y sus auxiliares.

Además de las normas que apliquen para el diseño la turbinas y equipos principales, los sistemas

auxiliares de suministro de potencia en la ampliación de la planta eléctrica, se diseñaran según

recomendaciones de la IEEE Std.666-2007, Design Guide for Electric Power Service Systems for

Generating Stations.

El sistema de arranque de las turbinas, será similar al de las turbinas existentes, mediante motor

de combustión interna Diesel.

El esquema o estrategia de desarrollo de la ampliación de planta eléctrica se planteará por

etapas, estimándose que las unidades se instalarán con suficiente anticipación al crecimiento de

la carga según pronósticos de carga de PETROREGIONAL DEL LAGO. El diseño inicial debe

considerar las facilidades comunes requeridas para la instalación de las dos unidades estimadas

para el crecimiento hasta el año 2021.

El enfriamiento de los generadores será mediante circulación de aire.

El sistema de excitación será auto excitado del tipo estático, sin escobillas (Brushless Exciter

system).





El diseño debe incluir los diagramas esquemáticos, y entre ellos como mínimo los

correspondientes al conexionado del regulador de tensión, de los transformadores de medida y

de las protecciones mecánicas. Entre los planos de montaje de los generadores, se deben incluir

los planos de detalle de los cables de llegada de media tensión, y de la conexión del cable de

neutro al gabinete de la resistencia puesta a tierra.

10.6.4. Tensiones Normalizadas para equipos y motores de la ampliación de la planta eléctrica

12,4 kV en el CDP Principal y como tensión de salida de los Generadores.

208/120 Vac, para motores de potencia fraccionada menores a 5 HP.

480 Vac, para motores entre 5 y 250 HP (Tensión nominal de los motores 460 Vac).

480 Vac en los Centro de Control de Motores (CCMs) de baja tensión (Para motores hasta 250

HP), y distribución desde transformador de auxiliares de cada generador.

208/120 Vac en tensión de control, para alumbrado y tomacorrientes de uso general.

Las tensiones para circuitos de corriente continua será:

− 125 Vcc, para motores y auxiliares de la turbina.

− 24 Vcc, para control y circuitos de corto recorrido.

10.6.5. Cables de Media Tensión

Los cables de media tensión deben ser especificados de acuerdo con las normas IEC 60502, partes 1

a 4, serán del tipo TC, con aislamiento XLPE, 133% de aislamiento, tensión normal 15 kV.,

temperatura de operación 90 oC Se especificaran cables con pantalla metálica, con cintas o alambres

de cobre. El calibre de los cables será indicado en el sistema AWG o kcmil.

De ser necesario, el tendido de cable entre plataformas, para la conexión a la planta existente, se

usarán cables armado tipo submarino, según especificaciones de PDVSA.





10.6.6. Instalaciones en Baja Tensión

Servicios Auxiliares de Corriente Continua, cada sistema de corriente continua estará

conformado por su correspondiente Rectificador-Cargador en 208 Vac., para 125 y 24 Vcc según

sea requerido, con su correspondiente respaldo, sus bancos de batería y sus tableros de

distribución de CC. Los cargadores serán de estado sólido con régimen de descarga de 8 horas,

tensiones de alimentación 208 Vac. 60 Hz, factor de potencia mayor a 0,9 y eficiencia mayor a

85%. Los bancos de baterías se especificaran libres de mantenimiento, con descarga para 8

horas, tipo interior.

Sistemas de Alumbrado y Facilidades Eléctricas de Corriente Alterna, cada sistema de corriente

alterna estará conformado por su correspondiente transformador seco 480-208/120 Vca y su

tablero de distribución 208/120 Vca. Como parte del sistema de facilidades eléctricas de corriente

alterna en la tensión 208/120 Vca, además de los tableros de alumbrado, se especificarán los

sistemas de fuerza para las celdas de media tensión, para los cargadores de baterías de los

sistemas de corriente continua, para los UPS’s y para las demás cargas particulares de cada

ubicación o sala según corresponda.

Centros de Distribución de Potencia en Baja Tensión (CDP), Tableros de potencia en baja

tensión (TDP), serán del tipo “Metal Clad”, y los centros de control de motores (CCM), serán del

tipo de gabinetes de ejecución extraíbles.

Se establecerá, según sea requerido, en los esquemáticos de control de cada motor, las

señalizaciones de estado al SCADA de la planta y las señales de paro y arranque (Control), hacia

el PLC.

Además de los TDP y CCM, se especificarán los tableros de distribución de cargas esenciales o

tableros de distribución de los UPS (TD-UPSs).

Todos los tableros de distribución de potencia se especificaran para uso en áreas húmedas y

ambiente tropical, con un grado de protección mínima IP42.

Todas las conexiones de cables a interruptores, se especificaran con terminal de compresión y

marcación con sistema fijo (No fácilmente removible).





Sistema de Voceo y CCTV, se diseñara un sistema de voceo, con cobertura únicamente en las

áreas de la casa de máquinas, salas de tableros (CDP’s), y sala de control. El sistema CCTV

estará compuesto por una pantalla de visualización y cámaras fijas ubicadas en la casa de

máquinas, para supervisión de los turbogeneradores, caldera y chimeneas de los gases de

escape.

10.6.7. Sistema de Iluminación y Facilidades Eléctricas

La iluminación interior en la sala de máquinas se desarrollará con luminarias de Alta Presión de

Sodio de 400 W (HPS).

La iluminación exterior, alrededor de todas las áreas de procesos y cualquier otra área que se

considere necesaria, se efectuará con luces de HPS en postes de 12 m de altura (Áreas

exteriores 70 W y Perimetrales 250 W).

Se contemplará iluminación de emergencia en la sala de máquinas, sala de control, salas de

tableros o sub-estaciones, almacén, oficinas y en las áreas de escape.

Se contemplará redes de tomacorrientes de uso general y de uso específico para tomas de

soldadura en la sala de máquinas, áreas de proceso y acondicionamiento de combustible.

Los niveles de iluminación se basaran en las especificaciones de Illuminating Engineering Society

(IES), según los niveles indicados en la TABLA 8.

Metodología de Cálculo de la Iluminación, Para el cálculo de la iluminación interior se usará el

Método de la Cavidad Zonal, y para la iluminación exterior el Método Punto por Punto, ambos

extraídos del Manual de Alumbrado de la WESTINGHOUSE.

TABLA 2. NIVELES DE ILUMINACIÓN RECOMENDADOS

ÁREA NIVEL PROMEDIO RECOMENDADO EN (LUX)

Sala de Control 350-500

Cuarto de Baterías 200

Sala de Maquinas 150-350





Subestación (Switchgear) 150-300

Área de Tratamiento de combustible 150-300

Perímetro de la planta 5

Zona de Intercambiadores de calor 50

Zonas de Tanques de almacenamiento 10

Zona o área de transformadores 50

10.6.8. Sistema de Tomacorrientes

Los sistemas de tomacorrientes serán diseñados con base al NEC, y en especial se debe hacer

énfasis en los requerimientos de puesta a tierra.

Se considerarán tomacorrientes con protección de falla a tierra (GFCI), en las áreas que aplique

según recomendaciones del NEC.

Para áreas con equipos electrónicos sensibles, se deberán contemplar dispositivos de protección

contra sobretensiones transitorias (DPS), de acuerdo a los lineamientos del NEC y de la ANSI

C62.41.

10.6.9. Malla de Puesta a Tierra

La malla a tierra se diseñara conforme a las normas IEEE-80, IEEE-142, y la IEEE-665.

La malla de puesta a tierra será diseñada y especificada para la protección del personal,

considerando la puesta a tierra de todas las estructuras, elementos y recipientes metálicos no

portadores de corriente.

El diseño de la malla a tierra, para su simulación, debe considerar tanto las corrientes de corto

circuito, como las provenientes de las descargas atmosféricas.

La puesta a tierra de los equipos y señales de control, PLC, paneles I/O, etc., se efectuarán

según las recomendaciones de la IEEE-1100, considerando las exigencias de los fabricantes, las

cual debe tener un sistema de tierra exclusivo, que se conectara en un punto con la malla de

tierra principal, para asegurar su equipotencialidad.





10.6.10. Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas

El sistema de protección contra descargas atmosféricas, se diseñará según los requerimientos de

las normas NFPA-780, IEEE 998-1996, usando el modelo electrogeométrico.

No se permitirá el uso de pararrayos de tecnologías no convencionales, específicamente los del

tipo “Charge Transfer Systems (CTS)”, o “Early Streamer Emission (ESE).

El diseño del sistema de protección contra descargas atmosféricas debe contemplar la protección

y detalles de puesta a tierra de estructuras, tanques, y chimeneas.

10.6.11. Clasificación de Zonas para Instalaciones Eléctricas

Se efectuará el estudio de clasificación de áreas de riesgo para instalaciones eléctricas, incluyendo

los planos de ubicación de las zonas clasificadas, con sus detalles en planta y perfil, y el listado de

variables de proceso con sus características que permitan la evaluación de la clasificación, todo

según las normas siguientes:

NFPA 30-2012 Flammable and Combustible Liquids Code.

NFPA 37-2010 Standard for the Installation and Use of Stationary Combustion Engines and

Gas Turbines.

NFPA 497-2008 Classification of Flammable Liquids, Gases or Vapors and of Hazardous

(Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas.

NFPA 499-2008 Classification of Combustible Dusts and of Hazardous (Classified) Locations for

Electrical Installations in Chemical Process Areas.

API RP 500-1997 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations

at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division I and Division 2.

10.6.12. Estudios del Sistema de Potencia

Los estudios de potencia deben incluir por lo menos los siguientes estudios:





Flujo de Cargas.

Cortocircuito.

Arranque de Motores Mayores.

Coordinación de protecciones.

Los estudios de potencia se efectuarán con el programa ETAP y sus archivos de base de datos y

resultados deben ser entregados a PDVSA en copias de los archivos originales y en archivos de

texto o base de datos.

11. BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO DISCIPLINA CIVIL

El desarrollo de la Ingeniería en fase Conceptual de la disciplina civil comprende el predimensionamiento de las estructuras correspondientes para las opciones de:

La Construcción de una subestación eléctrica en tierra que permita manejar la carga demandada

producto del plan de negocios de PETROREGIONAL DEL LAGO (PPP), considerando las

facilidades civiles estructuras de concreto armado y de acero estructural.

La Construcción de una nueva plataforma en el lago, cercana Planta Principal de Producción

(PPP), que permita el aumento de la capacidad de generación local, para lo cual, se considera

desarrollar estructuras metálicas.

A continuación se describen las bases y criterios de diseño para el proyecto:

11.1. Materiales

Todos los materiales a utilizar deberán cumplir con los requerimientos indicados en el código ASTM y

deberán ser nuevos. Deberá indicarse en los planos la calidad y características de los materiales a

utilizar.

En cuanto a los materiales distintos a los enumerados, se podrán usar materiales disponibles

localmente, siempre que éstos sean adecuados para el uso específico en calidad y en cantidad,

según lo establecido seguidamente.





Concreto

Cemento: Pórtland Tipo I, según ASTM C150 y/o COVENIN 28

Concreto en vigas, losas y cabezales:

Resist. a los 28 días f’c= 350 kg/cm2

Pilotes: Resist. a los 28 días f’c= 450 k/cm2

Acero de refuerzo

La calidad del acero de refuerzo (cabillas) deberá cumplir con las normas ASTM A615 Grado 60 ó

COVENIN 316. La resistencia cedente del acero de refuerzo (Fy) será de 4200 kg/cm2.

El recubrimiento del acero de refuerzo no será menor de lo indicado en la norma COVENIN 1753-06.

Las mallas electrosoldadas, de requerirse, deberán cumplir con lo especificado en la norma

COVENIN 1022 y su esfuerzo de fluencia (Fy) será de 5000 kg/cm2.

Acero Estructural

Perfiles Estructurales y Planchas:

ASTM A36/PS25 Fy = 2530 kg/cm2

Perfiles Tubulares: API-5L Gr. B / ASTM A53 Fy = 2460 kg/cm2

Perfiles Tubulares: ASTM A500 Gr. C Fy = 3515 kg/cm2

Pernos

− Pernos de Conexiones

Los pernos estructurales deberán ser de alta resistencia de acuerdo las especificaciones ASTM A325

o A-490, Tipo I. A menos que se indique lo contrario en los planos o documentos, el diámetro mínimo

de los pernos será de 5/8”.

Todos los pernos deberán ser galvanizados según la Norma ASTM A153.





Las uniones con pernos se diseñarán por aplastamiento con la rosca incluida en el plano de corte.

Para los pernos con especificación ASTM A325, los esfuerzos máximos permisibles son: Tensión

Ft = 6330 kg/cm2 y Corte Fv = 3370 kg/cm2.

− Pernos de Anclaje

Los pernos de anclaje deberán seguir las especificaciones de calidad ASTM A307 y serán de

diámetro mínimo 5/8”. Todos los pernos deberán ser galvanizados según la Norma ASTM A153.

Para pernos de anclajes con especificaciones ASTM A307, los esfuerzos máximos permisibles son:

Tensión Ft=3160 kg/cm2 y Corte Fv = 1690 kg/cm2.

Soldaduras

Las soldaduras se efectuarán con arco manual (SMAW) o con arco sumergido (SAW) conforme a la

Norma AWS D1.1 “Estructural Welding Code Steel” y se utilizará electrodo E70XX.

Las soldaduras se efectuarán entre materiales cuya composición química sea compatible con el

material de aporte del electrodo seleccionado.

Escaleras y Grating

El sistema de piso para plataformas y/o pasarelas será de rejillas electrosoldadas galvanizadas

(grating), las cuales tendrán las siguientes características: Pletinas de 1” de alto por 3/16” de espesor

(1” x 3/16”) con cabillas de 5 mm de diámetro espaciadas cada 2”.

Deberán ser galvanizadas en caliente y antirresbalante.

Las escaleras y barandas deberán cumplir con la norma COVENIN 2245-85.

Pintura

La Pintura de los elementos metálicos, deberá cumplir con todo lo que se establece en la norma

PDVSA O-201, la cual especifica que debe aplicarse el sistema 9A y 15 “Ambiente Rural Costero,





Marino e Industrial, Zona de Salpique” con limpieza previa y preparación de superficie mediante Grit-

Blast.

Agregados

Los agregados deberán cumplir con las Normas COVENIN 277 y/o ASTM C33.

− Agregado Fino

El agregado fino deberá ser ensayado para impurezas orgánicas según COVENIN 256:1977 “Método

para determinar las impurezas orgánicas en la arena para concreto”. El agregado fino indicará un

color no más oscuro que el patrón de referencia.

El agregado fino debe estar constituido por arena de río, de mina ó proveniente de piedras trituradas;

de otra fuente o de arena de mar siempre que cumplan con los requisitos que establece la presente

Norma COVENIN 277. Caso especial a objeto de estudio, es la arena proveniente de reciclaje de

concreto.

La granulometría será determinada según la Norma Venezolana COVENIN 255 y debe estar

comprendida entre los límites que se indican en la Tabla Nº4 de la norma indicada.

− Agregado Grueso

El tamaño máximo del agregado deberá seleccionarse atendiendo a lo indicado en el capítulo

“MATERIALES” de Fondonorma COVENIN 1753-06.

El agregado grueso debe estar constituido por piedra triturada, canto rodado, escoria siderúrgica

enfriada por aire o una combinación de ellos, o de otras fuentes, siempre que cumplan con los

requisitos especificados en la presente Norma Venezolana. Caso especial a objeto de estudio es la

piedra proveniente de reciclaje de concreto.

La granulometría será determinada según la Norma Venezolana COVENIN 255 y debe estar

comprendida entre los límites que se indican en la Tabla 5 de la norma indicada.





El agregado grueso, ensayado según la Norma Venezolana COVENIN 264 no debe presentar más

del 25% en peso de granos, con formas tales que el cociente entre la dimensión máxima y la

dimensión mínima sea mayor que tres (3).

Agua

El agua que se utilice debe cumplir con la norma COVENIN 2385, tanto en la mezcla como en el

curado, deberá estar libre de toda sustancia que afecte la reacción de hidratación del cemento

Portland y no producirá depósitos que den mal aspecto a las superficies. El agua deberá estar libre

de aceites, materias orgánicas, ácidos, cloruros, sales, materias químicas y otras impurezas que

puedan reducir la resistencia, durabilidad y otras cualidades del concreto y del acero de refuerzo.

No se permitirá el uso de agua, cuya temperatura supere los 40 grados centígrados.

Aditivos

Cuando se indique el uso de aditivos retardadores o aceleradores, éstos deberán incorporarse a la

mezcla de concreto en la cantidad especificada, y de acuerdo a las instrucciones del fabricante.

Además, deberán cumplir con los requerimientos de las normas COVENIN 356 y 357 y ASTM C494.

En caso de aditivos incorporadores de aire deberán cumplir con ASTM C260.

Tuberías

Las tuberías a utilizar para los sistemas de drenajes serán tipo FRP D2996 o Acero al Carbono y

diámetros comerciales, de acuerdo con las normas AASHTO MP294, ASTM D3212, ASTM D2412,

ASTM F1417, ASTM F477 y ASTM D3350. En los dispositivos de conexión se evitará la utilización de

materiales poco resistentes a agresiones químicas tales como: fundición dulce, aluminio, latón,

conexiones metálicas roscadas, etc.

Para la realización de las juntas existen diferentes métodos tales como: Soldadura a Tope,

Soldaduras con Electro-Conexiones y Soldaduras de Conexiones tipo enchufe. La elección de

cualquiera de ellas dependerá de las condiciones del proyecto y de las recomendaciones del





fabricante y a la normativa vigente. Tubos de acero al carbono con o sin costura para uso general en

la conducción de los fluidos a presión.

11.2. Cargas de Diseño

Cargas Permanentes o Muertas (CP)

− Peso Propio de las Estructuras

La carga muerta proveniente de las estructuras, será la sumatoria de los pesos propios de todos los

materiales que la componen.

Peso específico del Acero: 7850 kg/m3

Peso específico del Concreto: 2400 kg/m3

− Peso de los Equipos

La carga muerta de equipos, sin incluir tuberías externas, producida por el peso de equipos tales

como recipientes y bombas se definirá para cada condición de carga como sigue:

Peso muerto del equipo vacío o en montaje

El peso muerto del equipo vacío será el peso del equipo excluyendo el peso de las partes internas y

externas no conectadas al equipo antes del montaje.

− Peso muerto del equipo en operación

El peso muerto del equipo en operación será el peso del equipo completamente ensamblado

incluyendo el aislamiento y el fluido contenido en él, pero excluyendo las tuberías y estructuras

exteriores conectadas al equipo, si fueron anteriormente consideradas.

− Peso muerto del equipo en prueba

El peso muerto del equipo en prueba será la carga muerta del equipo en operación, pero excluyendo

el aislamiento tanto interno como externo y el líquido en operación, así como también cualquier parte





susceptible a daños por inmersión en agua. Se considerarán llenos de agua tanto el equipo como las

tuberías asociadas a él en la prueba.

− Peso de las Tuberías

La carga permanente de las tuberías será aquella resultante de la suma del peso de todos los

materiales que forman parte permanente del sistema de tuberías, incluyendo el peso del líquido

contenido en condiciones normales de operación.

− Cargas Permanentes

Cualquier otra carga permanente especificada en la norma COVENIN 2002 “Criterios y Acciones

Mínimas para el Proyecto de Edificaciones”, que aplique según el alcance de los trabajos a realizarse.

Cargas Variables (CV)

Las cargas vivas deberán ser como mínimo las especificadas a continuación, o según se indique en

la norma PDVSA A-261 y/o COVENIN 2002.

Plataformas de operación: 500 kg/m2

Plataformas para acceso de personal y pasarelas:

250 kg/m2

Pasamanos y barandas: 50 kg/m

Escaleras: 500 kg/m2

Pendiente igual o menor del 15 % 100 kgf/m²

Pendiente mayor del 15 % 50 kgf/m²

Atracadero colgante: constituido por el empuje de las lanchas aplicado en cada extremo de la viga de

defensa y en el centro de la estructura.

Las cargas variables por impacto originadas sobre la estructura según el capítulo 5,4 de la norma

COVENIN 2002.





Cargas de Fabricación, Construcción, Izamiento, Transporte e Instalación.

Se considerarán las cargas que intervendrán en la fase correspondiente y se utilizarán las

recomendaciones para la mayoración de carga y/o factores de minoración de resistencia para cubrir

los efectos dinámicos causados en las fases de izamiento y/o de transporte de las plataformas.

Carga por Fricción (Tf)

Aquí se consideran las cargas producidas por la expansión térmica de las tuberías o equipos, y que

resulta una fuerza de fricción entre la tubería y el soporte de la misma. La carga por fricción deberá

ser tomada como carga de operación al mismo tiempo que se toma como carga aplicada al soporte

de la tubería y la cual podrá obtenerse de acuerdo a:

Tf = (Carga gravitacional de la tubería o equipo) x (coeficiente de fricción)

Coeficientes de fricción entre superficies:

Contacto acero con acero: 0,30

Contacto Acero Inoxidable a PTFE (Teflón):

0,40

Contacto PTFE a PTFE (Teflón): 0,08

Contacto Grafito a Grafito: 0,15

La carga por fricción se tomará actuando, en dirección paralela, a la dirección de la tubería.

Cargas de Viento (W)

Las cargas de viento para estructuras serán basadas en los criterios de diseño de la Norma

COVENIN 2003-89. Los parámetros a considerar para el cálculo de la carga de vientos son:

Velocidad básica del viento: V= 103 km/h

Tipo de Exposición: D





Cargas Sísmicas (S)

La carga sísmica para estructuras se basará en los criterios definidos en la Norma PDVSA JA-221 /

JA-224 y COVENIN 1756-1:2001 últimas revisiones, con los siguientes parámetros:

Estructura

Zona Sísmica: 3

Coeficiente de Aceleración Horizontal (Ao):

0,20

Perfil del Suelo: S2

Clase Estructural: E1

Factor de Importancia (): 1

Nivel de diseño: ND3

Tipo de Estructura: II

Equipos y Área de Procesos

a*:cm/s2 28

: 4,0

Probabilidad de excedencia: 0,001

Grado de Riesgo: B

Carga de Oleaje

Las cargas de oleaje se aplicaran en las direcciones horizontales X y Z sobre la subestructura

(pilotes) de acuerdo a lo indicado en la norma API RP 2A-LRFD.





Para la carga de la ola se deberá calcular la altura a de la zona estará aplicada por encima y por

debajo del nivel promedio del agua.

Carga por corriente lacustre

Las cargas debidas a la corriente lacustre se aplicaran en las direcciones horizontales X y Z sobre la

subestructura (pilotes) de acuerdo a lo indicado en la norma API RP 2A-LRFD.

Carga por efecto hidrodinámico y crecimiento marino

Las cargas debidas al efecto hidrodinámico y al crecimiento marino se aplicaran en las direcciones

horizontales X y Z sobre la subestructura (pilotes) según lo indicado en la norma PDVSA JA-224.

De acuerdo a lo establecido en la Tabla 6,1 de la sección 7,2 de la norma JA-224, la masa adicional

de longitud debida a efectos hidrodinámicos viene dada por la expresión:

Donde:

es la densidad del agua 1000 kg/m3

a= es el radio externo del pilote

La masa adicional por unidad de longitud debida al agua atrapada en el pilote viene dada por la

expresión:

Donde:

es la densidad del agua 1000 kg/m3

R= es el radio interno del pilote





Este efecto por agua atrapada solo se considera aplicado sobre la mitad inferior del pilote.

En la sección C.6.4. de la norma JA-224 se establece que en el Lago de Maracaibo, para

profundidades menores o iguales a 16 metros se puede usar un peso de crecimiento marino igual a

30 kg/m2 de área expuesta.

Combinación de Cargas

Las combinaciones de carga que usualmente deberán investigarse son las establecidas por los

Códigos y Normas vigentes abajo descritas, pero pueden ser alteradas para considerar situaciones

especiales de acuerdo con el buen juicio del Ingeniero.

Todas las estructuras y sus fundaciones, y todos aquellos elementos estructurales, deberán ser

diseñados para la condición más desfavorable de acuerdo con las siguientes combinaciones de

cargas:

Las siguientes combinaciones de cargas fueron consideradas para el análisis estructural:

1.4 CP

1.2 CP + 1.6 CV

1.2 CP ± 0.8 W

1.2 CP ± 1.6 W + CV

1.2 CP + CV ± S

0.9 CP ± 1.6 W

0.9 CP ± S

Para evaluar las deformaciones de la estructura y el diseño de las fundaciones, se utilizaran las

siguientes combinaciones de carga de servicio:





CP + CV

CP + 0,75 CV

CP + W

CP + 0.70 S

CP + 0,75 CV + 0,75 W

CP + 0,75 CV + 0.70 S

0.60 CP + W

0,60 CP +0.70 S

Donde,

CP: Carga permanente

CV: Carga variable

S: Cargas por efecto del sismo en las tres direcciones

W: Cargas por efecto de viento en las dos direcciones.

O: Cargas por efectos de inundación (Oleaje, corriente).

11.3. Diseño en Concreto Armado

Elementos Estructurales

El diseño de las estructuras de concreto armado deberá realizarse de acuerdo con el método de la

teoría de rotura para estructuras de concreto, según lo especificado en la Norma COVENIN 1753-06 y

el ACI 318-05.





Al efecto, las cargas de servicio o las solicitaciones que estas generen se incrementarán mediante

factores de mayoración para obtener la resistencia requerida, la cual debe ser por lo menos igual a la

resistencia nominal reducida por un factor de minoración de resistencia.

Los factores de minoración de resistencia, de acuerdo a la Sección 9,4 de la Norma COVENIN 1753-

06, se muestran a continuación:

En flexión con carga axial 0,90

En corte 0,85

En Torsión 0,75

En flexión, compresión, corte y aplastamiento del concreto sin armar

0,55

En compresión axial, con o sin flexión

Para columnas zunchadas 0,75

Para columnas ligadas 0,70

Los valores máximos permitidos de deflexiones verticales serán los estipulados en la norma

COVENIN-MINDUR 1753-06, sub-sección 9.6.2 y para deflexiones horizontales los indicados en la

norma COVENIN 1756-01, Sección 10. Estas estructuras serán prefabricadas en el patio de taller y

transportadas al sitio, para su instalación.

Cabezales y Pilotes

Los pilotes a utilizar en la simulación de las estructuras, serán del tipo “Bicentenario” de sección

transversal cuadrada de 76 cm de lado, hueco. PDVSA suministró la curva de capacidad de los

pilotes, para la verificación de la sección, ya que el diseño de los cabezales y pilotes no forma parte

de esta ingeniería.





Para el análisis sísmico se considerará un suelo firme/medio denso (forma espectral S2, según la

norma PDVSA JA-221).

Con base a las normas PDVSA JA-224 y JA-221, el sistema estructural seleccionado se clasifica

como clase E1.

Los cabezales serán los típicos de PDVSA para dos pilotes, los cuales se consideraran rígidos. La

fundación se arriostrará en ambos sentidos, con elementos determinados en el diseño, empotrados

en los cabezales para garantizar la estabilidad de la estructura.

Se colocarán planchas metálicas sobre cada cabezal que estarán soldadas al acero dispuesto para el

anclaje, el cual será instalado antes del vaciado de los cabezales. Estas planchas servirán para

garantizar la fijación y nivelación de la plataforma sobre la fundación.

Se utilizarán tubos de acero de 12” de diámetro SCH STD para arriostrar lateralmente los cabezales

de concreto armado.

Recubrimientos

Para el recubrimiento mínimo de los elementos de concreto armado se utilizarán los estipulados en

las normas COVENIN- MINDUR 1753-06. Sección 7.2.4





Cuantías Mínimas de Acero

La cuantía mínima de acero será de acuerdo a los criterios especificados en FONDONORMA 1753-

06, según lo siguiente:

Vigas a Flexión, (FONDONORMA 1953-06, Numeral 18.3.3.), para acero de refuerzo transversal la

cuantía máxima ρmáx no debe exceder de 0,025.

Columna a Flexión y fuerza axial, (FONDONORMA 1953-06, Numeral 18.4.4.), para acero de

refuerzo longitudinal La cuantía geométrica ρ no será menor que 0,01 ni mayor que 0,06.

La cuantía mínima de refuerzo para pavimentos estructuralmente reforzados será de 0,5% y la

máxima será de 1,25% en cada capa (FONDONORMA 1953-06, Numeral F.8.6.)

Elementos comprimidos la cuantía máxima de acero de refuerzo usualmente no debe exceder de 4%

(FONDONORMA 1953-06, Numeral H-10.4.3.).

En losas, fundaciones y paredes de concreto la cuantía de refuerzo por retracción y variación de

temperatura (FONDONORMA 1953-06, Numeral H-E.2.6.2.) = As/Ag = 0,0018.





11.4. Diseño en Acero Estructural

Se deberá tomar en cuenta ciertas premisas básicas en el dimensionamiento de los elementos

estructurales, tales como:

Estas estructuras serán prefabricadas en el patio de taller y transportadas al sitio, para su instalación,

para lo cual se simularán las estructuras en dos cuerpos idealizando las condiciones de apoyo donde

se ubicarán las orejas de izamiento.

La deflexión máxima para vigas de carga será de L/240.

El desplazamiento lateral máximo que se le permitirá a la estructura bajo cargas de diseño será de

H/400.

La relación de esbeltez para elementos secundarios y arriostramientos traccionados será de K/r <300.

La relación de esbeltez para elementos principales traccionados será de K/r<240.

En lo posible se recomienda no usar esbeltez mayor de 100 para elementos principales comprimidos,

en todo caso quedará a juicio del ingeniero.

Los pernos de anclaje y estructurales serán de un diámetro mínimo de 5/8”.

Las cargas a considerar para el diseño de las estructuras metálicas son las provenientes al peso

propio de la estructura y equipos (CP), carga variable (CV), viento (W) y sismo (S), y las indicadas en

este documento.

Para el diseño de plataformas lacustres se deberá cumplir con los requerimientos para asegurar las

ductilidades indicadas en el punto 4.4 de la JA-224.

12. ANEXOS

Anexo 1. “Tabla copiada del Boletín técnico de ABB XLPE Submarine Cable Systems User Guide”.





Anexo 2. “Especificaciones del cable submarino 3x350 MCM – Utilizado por PDVSA y Fabricado por

CABEL”.

Anexo 3. “Especificaciones del panel de interruptores fabricado por Siemens existente en la planta

PPP”

13. LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Perfil de Crecimiento de Carga 2012-2021.

Tabla 2. Códigos y normas aplicables disciplina electricidad.

Tabla 3. Coordenadas de instalaciones principales.

Tabla 4. Características eléctricas del sistema.

Tabla 5. Estimado de potencia en sitio - Planta actual PPP.

Tabla 6. Datos y contingencias para selección del cable sublacustre - Tramo S.E. “Zulia 11” a

plataforma ICF.

Tabla 7. Características de los cables 3x4/0 AWG y 3x350 kcmil- Submarino de Aluminio, tipo

armado según catálogo de ABB.

Tabla 8. Niveles de iluminación recomendados.

14. LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Planta eléctrica PPP, con ampliación de dos unidades - Balance de Carga /Demanda





Anexo 1Tabla copiada del Boletín técnico de ABB XLPE Submarine Cable Systems

User Guide




Cables 4/0 (120 mm2), o Cable 350

kcmil (185 mm2), a Evaluar para

circuitos Sublacustres






Anexo 2Especificaciones del cable submarino 3x350 MCM –

Utilizado por PDVSA/PETROREGIONAL DEL LAGO y fabricado por CABEL




AL 8000 SUBMARINO TR-XLPE ARM(W/ACP) 35 KV 133%

3/c 350 MCM 37/h aluminio serie 8000 trenzado clase “B”, bloqueado y compacto; Semiconductivo interno;Aislamiento: 0,420”(10,67 mm) TR-XLPE; Semiconductivo externo (las tres capas son aplicadas en procesosimultáneo); Cinta de polaridad Negro-Blanco-Rojo); Pantalla de Cinta de Aluminio (equivalente eléctrico ala de cobre); Cableado; Cubierta interna: PVC negro integral (compuesto original); Asiento de armadura:Cubierta de HDPE, Armadura de alambres de acero galvanizado 6 BWG aislados con HDPE( 3 alambres seaíslan con HDPE amarillo).Especificación: ICEA S –93 – 639; ICV; PDVSA

CUBIERTA TUBULAR DE HDPE (asiento de armadura): sobre ésta cubierta se marca la identificación del cable ARMADURA DE ALAMBRES DE ACERO GALVANIZADO 6 BWG

AISLADOS CON POLIETILENO DE ALTA DENSIDAD. TRES ALAMBRES SEAISLAN CON HDPE AMARILLO

CUBIERTA INTERNA INTEGRAL DE PVC

RELLENO CENTRAL DE POLIPROPILENO

CONDUCTOR DE ALUMINIO SERIE 8000 TRENZADO CLASE “B” # 350MCM BLOQUEADO (compuesto anti-humedad) y COMPACTADO;SEMICOND. INTERNO; AISLAMIENTO DE TR-XLPE; SEMICONDUTIVOEXTERNO; (LAS TRES CAPAS APLICADAS SIMULTANEAMENTE); CINTASDE POLARIDAD NEGRO-BLANCO-ROJO DEBAJO DE LA PANTALLAMETÁLICA); PANTALLA DE CINTA DE ALUMINIO.

NOTA: SOBRE LA CAPA SEMICONDUCTIVA EXTERNA VA IMPRESA LALEYENDA DE PRECAUCION Y LA MARCA: PDVSA-AÑO DE FABRICACION.

Notas:1) HILO CENTRAL MARCADO ICV CABEL PDVSA-AÑO DEFABRICACION






Anexo 3“Especificaciones del panel de interruptores fabricado por Siemens

existente en la planta eléctrica PPP”




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